Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
НЕКОТОРЫЕ ИТОГИ И ЗАДАЧИ В ОБЛАСТИ ИЗУЧЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Научные прогнозы показывают, что на больших глубинах сосредоточены значительные запасы углеводородов. В СССР, например, по оценке специалистов около одной трети всех запасов газа приурочено к глубине свыше 5000 м. В связи с подобными прогнозами и реальными открытиями поискам залежей нефти и газа на больших глубинах уделяется все большее внимание в СССР и за рубежом.
Бурение с целью поисков и разведки на нефть и газ глубокозалегающих пер- .спективных осадочных комплексов проводится во все возрастающих масштабах. В СССР объем глубокого бурения увеличивается с каждым годом. В поиски и разведку вовлекаются глубоко залегающие осадочные толщи на Северном Кавказе, в Азербайджане, на Украине, в Прикаспийской и Тимано-Печорской впадинах, Волгоградском Поволжье и других районах. Средняя глубина разведочных скважин в Чечено-Ингушетии свыше 4000 м. Средняя глубина разведочных скважин в Азербайджане составляет более 4000 м; на Украине, в Белоруссии и Дагестане она превышает 3800 м. Сейчас у нас пробурено значительное -число скважин глубиной более 4500 м. Некоторые скважины имеют глубину свыше 6000 м: Бурунная-1 в Ставропольском крае, Шевченково-1 в Западной Украине, Аралсорская-СГ-1 в Прикаспийской впадине, на Шаховой косе в Азербайджане, Медведовская-2 в Краснодарском крае, Биикжальская СГ-2 в Прикаспийской впадине (Гурьевская область) и др. Самыми глубокими являются скважина им. Вейдена 1 (1972 г.) и скв. им. Б. Роджерс 1 (1973 г.), пробуренные в штате Оклахома (США). Забой первой достиг глубины 9159, а второй — 9590 м [7]. В США объем разведочного и эксплуатационного бурения, расходуемого на скважины глубиной более 4570 м, увеличился с 1 683 260 в 1965 г. до 2 685 568 м в 1973 г. [15].
Возрастает объем глубокого бурения и в других странах. Так, уже в 1972 г. в Нидерландах пробурено 15 скважин со средней глубиной 3465 м, в Италии 77 скважин со средней глубиной 3338 м, в Индии 10 скважин со средней глубиной 3771 м, в Кувейте — 2 скважины со средней глубиной 4310 м.
Целесообразность поисков углеводородов на большой глубине подтверждается получением промышленных притоков нефти и газа в различных регионах мира. В США с 1965 по 1973 г. пробурено 3725 скважин глубиной более 4570 м, из них около половины (1853) — продуктивные [15]. В Южной Луизиане (США) промышленная нефть получена с глубины 6262—6279 м — 58,2 т/сут; дебиты газа с глубины около 6000 м на площади Геджибай (США) составили 48 млн. м3/сут. Самая глубокая продуктивная скважина пробурена в западном Техасе. Здесь из пласта Элленбергер с глубины 6947 м получен приток газа в количестве 425 тыс. мэ/сут [15]. В тех или иных количествах нефть и газ пока установлены до глубины примерно 7600 м (температура до 170° С). В СССР на площади Ташлы (Оренбургская область) с глубины 5360 м получен приток нефти 25 т/сут;
на Правобережной площади (Северное Предкавказье) с глубины 5204—5349 м дебит нефти из известняков составил около 600 м3/сут; на Лабинской скв. 4 с глубины 4709—4745 м получен фонтан нефти дебитом 200 т/сут.; в 1975 г. из Вуктыльской сверхглубокой скв. 38 с глубины около 5090 м получен газовый фонтан дебитом 500 тыс. м3/сут.
Вместе с тем эффективность поисков залежей нефти и газа на больших глубинах в СССР все еще не может считаться достаточно высокой. Основные причины, обусловливающие это обстоятельство, — недостаточное знание закономерностей изменения коллекторов в различных обстановках и невысокая точность прогнозирования их территориального распространения на больших глубинах. Этот вывод вытекает из того, что даже в самых благоприятных геологических условиях, но при отсутствии пород-коллекторов не могут существовать промышленные скопления углеводородов. Несомненно, поиски и разведка залежей нефти и газа в глубоко залегающих осадочных толщах будут развиваться все шире. В связи с этим всестороннее изучение пород-коллекторов на больших глубинах имеет Огромное теоретическое и практическое значение для правильной ориентации направлений поисков и оценки возможной продуктивности осадочных образований.
Исследования советских и зарубежных ученых показали, что в постдиагенетические стадии состав, строение и физические свойства осадочных пород претерпевают существенные преобразования. Общая закономерность изменения осадочных горных пород — их уплотнение с глубиной, сопровождаемое в областях стабильного погружения постепенным снижением емкостных и фильтрационных свойств [3, 5, 12 и др.]. Эта изменения в значительной степени опре-;
деляются величиной литостатического давления. Темп изменения коллектор-J
ских свойств осадочных образований различного состава неодинаков, причем для определенных пород в отдельных интервалах глубин он изменяется.
Наряду с механическим уплотнением огромное влияние на коллекторские свойства пород оказывают процессы катагенеза. В каждом конкретном случае вторичные изменения коллекторских свойств пород с глубиной носят различную направленность и интенсивность. Это обстоятельство определяется сочетанием ряда признаков, изначально присущих самим породам, и характером воздействия внешних факторов.
Установлено, что в обломочных породах такими главнейшими признаками являются минеральный состав обломочной части, размер, отсортированность и окатанность обломочных частиц, состав, количество и тип цемента [6, 11, 12]. В карбонатных породах в качестве определяющих признаков выступают .^—«i химический состав, соотношение между хемогенной и органогенной частями; количество примеси глинистого материала и его состав, строение органогенных остатков, структура породы и ее пластичность [1, 7, 16 и Др«К На больших глубинах к числу признаков, определяющих формирование коллекторских свойств пород, относятся степень.их пластичности и уплотнения. Главнейшими внешними факторами, определяющими направленность и интенсивность изме- ' нений коллекторских свойств пород, являются тектонические напряжения, температура, давление (литостатаческое, стрессовое и гидростатическое), щелочно-кислотные и окислительно-восстановительные свойства среды, радиоактивное излучение, а также продолжительность воздействия каждого из них. Подземные воды с растворенными в них солями и углеводороды также оказывают влияние на изменение коллекторских свойств. На коллекторские свойства осадочных образований накладывает свой отпечаток и весь ход геологического I развития данного региона (геосинклинальное, платформенное; преимущественно нисходящие, восходящие или колебательные движения земной коры и т. п.).<
На различных стадиях катагенеза отдельные признаки пород играют разную роль, и эффективность воздействия факторов на преобразование пород-коллекторов изменяется. Например, в условиях прогрессирующего погружения осадочных толщ (Прикаспийская впадина) пористость глинистых пород до глубины примерно 1500 м снижается довольно резко — на 20—25% по отношению к приповерхностной, а затем до глубины 3000 м — уже только на 5—10%. G большей глубиной открытая пористость снижается еще медленнее — 0,8—1% на каж- j дые 1000 м погружения и на глубине 6000—7000 м составляет 1—3% [1Э]. Подобное изменение пористости наблюдается на Мангышлаке, в Предкавказье ‘4
и других районах. Снижение пористости глинистых пород обусловлено в основном механическим уплотнением и отчасти изменением структуры глинистых минералов. Процессы перераспределения вещества (привнос и вынос) происходят в них в очень ограниченных масштабах и поэтому существенно не отражаются на их пористости.
В песчаных и алевритовых породах характер изменения пористости несколько иной, что определяется одновременным влиянием механического уплотнения и катагенетического перераспределения вещества, протекающего достаточно интенсивно вследствие высоких фильтрационных свойств этих осадочных образований. Характерно, что медианная кривая изменения пористости с глубиной для песчаников и алевролитов с высоким содержанием цемента (30—50%) и низкой проницаемостью имеет почти такую же конфигурацию, как и для глинистых пород. С понижением содержания цементирующей части и повышением проницаемости обломочных пород характер изменения их пористости с глубиной все более отличается от изменения пористости глинистых пород. На большой глубине все терригенные породы характеризуются близкой или равной пористостью. В Прикаспийской впадине, на Восточном Предкавказье и Южном Мангышлаке такое сближение значений пористости наблюдается на глубине порядка 3500 м; равенство же значений достигается на глубине около 4500 м; при этом обломочные породы (песчаники и алевролиты), как и глинистые, в большинстве своем становятся практически непроницаемыми (без учета трещинной проницаемости), и, следовательно, привнос и вынос вещества из матрицы происходят в очень ограниченных масштабах, главным образом за счет самодиффузии.
На примере ряда районов страны установлено, что пористость одновозрастных песчаных и алевритовых пород с равным содержанием и одинаковым составом цемента с глубиной изменяется тождественно [13]. Это означает, что в единице объема песчаных пород пор меньше, а размер их крупнее, чем в алевритовых. В связи с этим при погружении размер пор в алевритовых породах раньше (на м.еньших глубинах) достигает минимальных критических значений, когда молекулярное притяжение стенок пор распространяется до центра поровых каналов. Это исключает возможность перемещения флюида. Исходя из этого можно допустить, что при прочих равных условиях на больших глубинах коллекторские свойства песчаных пород (в частности, проницаемость) должны быть выше, чем алевритовых. Это допущение подтверждается фактическими данными по Поволжью, Тимано-Печорской провинции, Днепровско-Донецкой впадине [4] и другим районам.
Рассмотренные особенности изменения физических свойств пород дают возможность примерять результаты литолого-фациального анализа при прогнозировании терригенных коллекторов на больших глубинах.
На небольших глубинах происходит растворение и вынос некоторых подвижных компонентов цемента (прежде всего кальцита), коррозия обломочных зерен кварца, полевых шпатов и других минералов, что приводит к освобождению части порового пространства. В Прикаспийской впадине, Восточном Предкавказье, Волгоградском Поволжье (палеозойские отложения) такая картина наблюдается до глубины 2000—2500 м. Однако в песчаниках без цемента или с низким его содержанием уже на глубине свыше 1200 м начинает (сначала слабо) проявляться процесс растворения обломочных зерен на контакте друг с другом и образование конформных и инкорпорационных структур. В обломочных породах с высоким содержанием цемента (30—50%) такой процесс начинается на глубине около 2000 м. Кроме того, примерно с глубины 2000 м развивается сначала слабо, а затем интенсивнее регенерация обломочных зерен кварца. Все это наряду с механическим уплотнением способствует снижению качества коллектора. Конечные значения коллекторских параметров отражают всю совокупность вторичных процессов. Там, где происходят процессы растворения и выноса цемента, качество коллектора улучшается. Если же основное значение имеют процессы образования структур растворения, регенерации кварца и возникновения каких-либо других новообразований, породы уплотняются, а их коллекторские свойства понижаются. На глубинах до 2500 м в песчано-алевритовых породах мезозоя Прикаспийской впадины обычно преобладают процессы уплотнения, но за счет выноса подвижных компонентов
темп снижения пористости с погружением пород, особенно в интервале 1000— 2000 м, невелик. На ряде же площадей (Зареченская, Болганмолинская и др.) в связи с интенсивным выносом кальцита на глубине 2000—2500 м наблюдается даже повышение открытой пористости до 23—27% (против обычной 13—20%) и проницаемости до 450—800 мД. Есть основания считать, что в Прикяспий- ской впадине, Восточном Предкавказье, на Мангышлаке и других регионах все песчано-алевритовые породы, погрузившиеся ниже 2000—2500 м, прошли стадию резкого торможения снижения пористости и проницаемости или даже вторичного их повышения.
Увеличение пористости нижнекаменноугольных песчаников в Куйбышевском Заволжье на глубине 1300—2500 м связывают с растворением и выносом сульфатного цемента [18]. Повышение коллекторских свойств терригенных пород в связи с растворением карбонатного цемента отмечалось на Северном Кавказе на глубине более 3000 м [8, 12], в Восточной Сибири (Седановская и Непская площади) на глубине 2650—3893 м й т. д.
Известно немало случаев, когда коллекторские свойства пород в приповерхностной зоне осадочного покрова (например, на Западной Украине) очень низки. Это чаще всего определяется тем, что породы залегали ранее на больших глубинах или подвергались сильным стрессовым напряжениям, вследствие чего были сильно уплотнены. При исследовании таких пород особенно в ограниченных интервалах (до 1000—1500 м) благодаря незначительным колебаниям коллекторских параметров создается впечатление об отсутствии их зависимости от глубины залегания.
В результате тектонических движений, приводящих к воздыманию отдельных блоков земной коры, также затушевывается общая закономерность изменения коллекторских свойств с глубиной. Например, на Петровском куполе в Харьковской ''/.засти один из блоков приподнят относительно другого по геологическим данным примерно на 1700 м. Пористость (полная) песчано-алевритовых пород среднего карбона в приподнятом блоке на глубине 1000—1500 м составляет 2—13%; в соседних районах, где не отмечено подобных вертикальных перемещений, пористость одновозрастных пород соответствующего состава на отмеченных глубинах составляет 12—30%.
Существенные отклонения в изменении коллекторских свойств пород с глубиной вызывают аномально-высокие пластовые давления (АВПД). Примером могут служить подсолевые палеозойские отложения в Биикжальской сверхглубокой скважине, залегеющие на глубине 5000—6000 м. Глинистые породы здесь имеют полную пористость до 15%, а песчано-алевритовые — до 13,5% В зонах развития такой пористости установлены АВПД, значительно прейй- шающие гидростатические. На аналогичных глубинах в мезозойских отложениях Аралсорской скважины при отсуствии АВПД пористость подобных литологических разностей пород составляет 3—8%. Отклонения от общей закономерности в понижении коллекторских свойств пород с глубиной вызывают насышающие породы углеводороды. Например, в Аралсорской скважине на глубине 4457,2—4458,4 м нефтенасыщенная алевритовая порода имеет общую пористость 12%, тогда как аналогичные по литологическому составу образования на этой же глубине, не содержащие нефти, имеют пористость 8—9%; на глубине 4763,6—4764,4 м аргиллит алевритовый, нефтенасыщенный, имеет общую пористость 9,3%, а не содержащий нефти — 6,5%. Наряду с этим установлено, что продукты разложения углеводородов, образующиеся в ловушке, в стадию формирования залежей, а позднее — в зоне водонефтяного контакта способствуют возникновению в поровом пространстве вторичных образований, в частности регенерированного кварца, и тем самым обусловливают снижение коллекторских ' свойств. . Подобные явления отмечены Г. Э. Прозоровичем, О. Г. Зариповым [10] в породах Шкаповского месторождения и неокомских отложениях Среднего Приобья, А. В. Смирновым [17] в Волгоградском Поволжье.
К настоящему времени роль каждого из факторов катагенеза в изменении коллекторских свойств более или менее ясна, но результат их совместного влияния не всегда удается предсказать. Для решения этой задачи необходимо привлечение физико-химических методов исследования.
Определенные достижения имеются в части изучения трещинных коллекторов, хотя нерешенных задач здесь еще много. Можно считать установленным, 6
что на больших глубинах такими коллекторами могут быть практически любые сильно уплотненные, хрупкие осадочные породы — глинистые, песчаные, карбонатные (известняки, доломиты, мергели), сульфатные, а также, по-види- мому, и кремнистые. Исследования последних лет указывают на то, что трещины в течение геологического времени под влиянием тектонических напряжений периодически могут смыкаться и размыкаться. Кратковременно открытые трещины могут возникнуть даже в таких пластичных породах, как каменная соль. В Западном Казахстане (Челкарский соляной массив и др.) каменная соль нередко по трещинам пропитана нефтью.
Работами ряда исследователей показано, что интенсивность трещиноватости осадочных пород в значительной мере -определяется их литологическими особенностями. В карбонатных породах для развития трещиноватости более благоприятны мелкозернистые разности по сравнению со средне- и крупнозернистыми. Примесь обломочного материала в известняках и доломитах также благоприятна для образования трещин. Имеются указания на то, что трещиноватость карбонатных пород возрастает с глубиной [9]. Это распространяется и на другие осадочные образования. Данное явление, по-видимому, связано с уплотнением и возрастанием хрупкости пород, с естественным гидроразрывом, с большими напряжениями, которые испытали осадочные толщи за более продолжительный отрезок времени.
Исходя из особенностей уплотнения пород, их катагенетических изменений и возможностей растрескивания можно считать, что существование коллекторов нефти и газа на больших глубинах обусловлено следующими обстоятельствами.
Коллекторские свойства сохраняются достаточно высокими, если породы - коллекторы были заполнены углеводородам^ на небольших глубинах (до 2000— 2500 м), а затем в процессе геологического развития территории погрузились на большую глубину (более 4000—5000 м) без нарушения ловушки. Об этом свидательствует существование многочисленных унаследованных структур антиклинального типа.
Породы-коллекторы могут возникнуть в результате растворения и выноса подвижных компонентов из обломочных и карбонатных пород с образованием межгранулярного и кавернового порового пространства.
Породы-коллекторы на больших глубинах возникают также за счет растрескивания пород в результате тектонических нарушений и естественного гидроразрыва. В этих случаях коллекторами могут стать почти все осадочные, а также магматические и метаморфические породы.
Коллекторские свойства сохраняются в обломочных породах, в которых не происходила интенсивная фильтрация подземных вод, и, следовательно, процессы аутигенного минералообразования не проявились достаточно глубоко.
Сохранению высоких значений пористости и проницаемости на больших глубинах способствует образование прочных контактов между обломочными зернами в результате их частичной регенераций.
Несомненно, всестороннее изучение пород-коллекторов нефти и газа на больших глубинах будет проводиться во все возрастающих масштабах. В связи с этим очередными задачами в этой области, по нашему мнению, должны явиться следующие. 4
Выявление классов и разностей пород, с которыми преимущественно связаны залежи нефти и газа на больших глубинах. Определение литологического состава, строения и генезиса пород продуктивных толщ.
Определение генезиса и времени формирования порового пространства в одновозрастных литологически тождественных нефтегазоносных и «пустых» породах в пределах локальных структур и отдельных разрезов.
Выявление соотношений объемов пор и размеров фильтрующих каналов различного генезиса в породах, извлеченных с больших глубин.
Расширение исследований по оценке роли вторичных процессов в формировании коллекторских свойств пород на разных стадиях катагенеза в различных тектонических, термобарических и геохимических условиях, особенно для глубинных зон земной коры (до 8—10 км).
Проведение работ по выявлению роли углеводородов в формировании, сохранении и улучшении коллекторских свойств пород на больших глубинах.
Выявление влияния процессов катагенеза на возникновение зон аномальных пластовых давлений и уточнение роли последних в сохранении высоких коллекторских свойств пород.
Определение основных коллекторских параметров в условиях, имити- рующих глубинную пластовую обстановку, с целью определения поправочных коэффициентов к анализам, полученным на ненагруженном керне.
Изучение физических свойств пород, извлеченных с больших глубин, с целью использования полученных результатов для повышения точности интерпретации данных промыслово-геофизических исследований скважин.
Разработка методики для эффективного прогнозирования зон и локальных площадей развития коллекторских толщ на больших глубинах, а также их практическое выявление.
С целью обмена опытом исследования, подведения итогов познания коллекторов нефти и газа на больших глубинах, повышения эффективности их прогнозирования и обсуждения направлений дальнейших работ в этой области в 1975 г. в Московском институте нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина была проведена I Всесоюзная конференция по проблеме «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах». Часть материалов этой конференции публикуется в настоящем сборнике.
СЛИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
БезбородоваИ. В. О литологии и пластичности различных типов карбонат—: » 1 ных пород в связи с вопросами изучения их трещиноватости. — В кн.: Геология м нефтегазоносность юга СССР. М., Гостоптехиздат, 1963, с, 287—314 с ил.
Буддо Л. А... Ш а ш и н С. Г. Катагенетические изменения терригенных пород коллекторов докембрия северо-востока Иркутского амфитеатра. — В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., изд. МИНХиГП, 1975, с. 15—16 с ил.
Вассоевич Н. Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чекракско-караганских слоев Терекского передового прогиба.) — В кн.: Вопросы образования нефти. Л., Гостоптехиздат, 1958, с. 9—220 с ил.
Гожая А. Л. О характере изменения коллекторских свойств терригенных пород палеозоя центральной части днепровско-Донецкой впадины с глубиной залегания. — В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., изд. МИНХиГП, 1975, с. 45—46 с ил.
Добрынин В. М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких - скважинах. М., «Недра», 1965. 164 с. с ил.
Калинко М. К. Песчаные породы. Л., Гостоптехиздат, 1968, с. 77—146 с ил.
К и н ч е л о Р. Л., С к О т т Д. Бурение скважины глубиной 9590 м. — «Инженер- нефтяник», 1974, № 7—8, с. 15—18 с ил.
Конюхов И. А. Коллекторы нефти и газа. М. изд. ВНИИОЭНГ, 1965. 42 с. с ил.
Л е в и С. Ш. Карбонатные породы кембрийских отложений южного крыла Анабарской антеклизы и их битуминозность. — В кн.: «Исследованье трещиноватости горных пород й трещинных коллекторов нефти и газа». Л., «Недра», 1964, с. 67—109 с ил.
Прозорович Г. Э., Зарипов О. Г., Валюжевич 3. Л. Вопросы литологии нефтегазоносных отложений центральных и северных районов Западносибирской низменности. Тюмень, изд. ЗапСибНИГНИ, 1970, 188 с. с ил.
Прошляков Б. К. К вопросу о связи коллекторских свойств с вещественным составом пород. — «Изв. вузов. Нефть и газ», 1958, с. 29—34 с ил.
. Прошляков Б, К. Зависимость коллекторских свойств от глубины залегания и литологического состава пород. —«Геология нефти и газа», 1960, № 12, с. 24—29 с ил.
Прошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 232 с. с ил.
С к о т т Д. Глубокое бурение в США в 1973 г. — «Инженер-нефтяник», 1974, № 3, с. 25—34 с ил.
С к о т т Д. Сверхглубокое бурение в США в 1973 г. — «Инженер-нефтяник», 1974, М 3, с. 34—38 с ил.
Смехов Е. М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л., «Недра», 1974. 199 с. с ил.
Смир нов А. В. Регенерированный кварц — показатель нефтегазоносности песчаных пластов. — В кн.: Вопросы геологии и нефтегазоносности Волгоградской области. М., «Недра», 1965, с. 151—164 с ил.
Чен ик ов К. Р., Е р м о л о в а Е. П., О р л о в а Н. А. К вопросу об изменении пористости песчаных пород с глубиной. — «Докл. АН СССР», 1962, т. 144, № 2, с. 435— 437 с ил.
X а н ин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М., «Недра», 1969. 366 с. с ил, '
УДК 553.98 : 553.061
Г. Н. ПЕРОЗИО, Л. Д. МАЛЮ ШКО
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПОСТСЕДИМЕНТАЦИОННОГО УПЛОТНЕНИЯГРАНУЛЯРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ГЛУБИНОЙ
Терригенные породы под влиянием все увеличивающегося горного давления испытывают различные преобразования, постепенно уплотняются и теряют свои коллекторские свойства. Для выявления закономерностей такого уплотнения изучают физические свойства горных пород и характер их постседиментационного изменения.
При изучении постседиментационного уплотнения авторами анализировались типы межзерновых контактов, число контактов на зерно А, интенсивность эпигенеза Z и коэффициент уплотнения К^ [1,3]:
= Szn/Sn (2m — число контактов; 2п— количество обломков);
= И7Р + A (W — число вторичных контактов; Р — число первичных контактов);
Лу — (Пн + В + С)/(Пн + Г) (контакты: Пп — прямолинейные полные; Пн — неполные, В — выпукло-вогнутые, С — сутурные, Т -^ точечные). Оказалось информативным также детальное подразделние выпукло-вогнутых контактов (рис. 1).
Материалы настоящей работы основаны на изучении отложений юры, мела, палеогена и неогена центральных, северных и восточных районов Западно- Сибирской плиты. В разрезе преобладают полимиктовые (литокластовые граувакки и кислые аркозы) и (меньше) мезомиктово- и полевошпато-кварцевые песчаники и алевролиты. Все терригенные породы по медианному диаметру обломков подразделены на крупнозернистые (Md = 1,0 4- 0,5 мм), средне- зернистые (Md = 0,5 4- 0,25 мм), мелкозернистые (Md = 0,25 4- 0,15 мм), тонкозернистые (Md = 0,15'4- 0,1 мм) песчаники и алевролиты (Md = 0,1 4- 4- 0,05 мм). Все подсчеты сделаны для пород с пленочным и крустификацион- ным цементом, содержание которого не превышало 5—8%.
Типы межзерновых контактов
Соотношение типов межзерновых контактов с глубиной изменяется. В рыхлых разнозернистых песчаниках, залегающих на глубине 0,2—0,3 м, преобладают «свободные» зерна (от 31 до 61%). На малых глубинах основными типами контактов являются точечные и неполные прямолинейные. Наличие в цороде контактов этих типов свидетельствует о том, что порода пористая. Развитие полных прямолинейных, выпукло-вогнутых и сутурных контактов и отсутствие контактов других типов является результатом уплотнения и ликвидации порового пространства. При .общей тенденции изменения в соотношении межзерновых контактов для каждого гранулометрического состава выявляется определенная специфика: по мере уменьшения размера обломков по всему разрезу наблюдается все меньше точечных и все больше прямолинейных контактов. То же характерно для нижней части разрезов и для выпукло-вогнутых контактов, при этом укрупнение размера обломков влечет за собой более интенсивное развитие контактов, обусловленных процессами кварца регенерации, выщелачивания, растворения под давлением и пластических деформаций (см. рис. 1).
Структурные преобразования в породе обусловлены в основном эффективным давлением на скелет; минералообразование же связано прежде всего с температурой и физико-химическими условиями среды.
На больших глубинах до 1300—1500 м скелет породы практически не изменяется. Спорадически преобразованы неустойчивые минералы: слюды и полевые шпаты. Для этой части разреза характерно развитие пленочных, крусти- фикационных, поровых, и пойкилитовых цементов. Они включают хлорит, разнообразные глинистые минералы (монтмориллонит, каолинит, смешано слойньте образования), метастабильные карбонаты, титанистые минералы
EEb l> ••’I2 i>-'lj ^^^ ^^5 ЕЗ^ Iх * *17 Ю$5 WAa ^Ло
ЕЗ^ ЕСР2 h2^^ I* **к ЕЕк *Е3/71^^^ ^^^ ЕЕ]^
EZINES22
Рис. 1. Преобразование крупно-среднезернистых и средне-крупнозернистых (Md = 0,5 Ч--т-1,0 мм) песчаников с глубиной. Составила Г. Н. Неровно.
Фракция (мм): 1 — 1-5- 0,5; 2 — 0,5 -5- 0,25, 3 -т- 0,25 -г- 0,1, 4 — 0,1 — 0,05; контакты между зернами: 5 — точечные первичные, 6 — точечные вторичные, 7 — прямолинейные первичные неполные, 8 — прямолинейные первичные полные, 9 — прямолинейные вторичные неполные, 10 — прямолинейные вторичные полные, 11 — выпукло-вогнутые, 12 — сутурные, 13 — механического приспособления, 14 — пластической деформации обломков аргиллитов, филлитов, осадочных пород, .15 — пластической деформации слюд, 16 — катаклаза плагиоклаза, и — выщелачивания, 18 — регенерации кварца и полевых шпатов, 19 — растворения кварца и полевых шпатов под давлением, 20 — пластической деформации кремней, 21 — пластической деформации эффузивов, 22 — пластической деформации полевых шпатов
Таким образом на небольших глубинах (рЭф менее 150—175 i.rc/см2, t до 50 •*■ -г- 70° С) процесс уплотнения идет за счет сближения обломков, метасоматического замещения неустойчивых компонентов и хемогенной цементации.
На глубинах более 1500 м в связи с развитием процесса регенерации кварца и полевых шпатов начинается значительное преобразование и упрочение обломочного скелета. Интенсивность регенерации обусловлена многими факторами.
О 8 16 24 32 0 8 16 .24 10 18 26 0 8 16 24 4 12 20 0 4 8 Соотношение контактор %
№. 2. Влияние состава на преобразование песчаников на глубине свыше 2500 м. Составила ■ Г. Н. Перозио.
Песчаники: 1 — литокластиты, 2 — мезомиктово-кварцевые, з — литокластиты с содержанием кварца более 45%; 4 — кислые аркозы; контакты: 1 — точечные и неполные прямолинейные, II — неполные выпукло-вогнутые, III — механического приспособления, IV — пластической деформации, V" — кварцевой регенерации, VI — растворения под давлением, VII — выщелачивания; VIII — число контактов на зерно А; IX — интенсивность эпигенеза I; X — уплотнение К; XI — пористость; XII — проницаемость
Главные из них: наличие свободных поровых пространств, глинисто-хлоритовых пленок на обложках кварца и полевого шпата, пропластков глин; на интенсивность регенерации влияет мощность пласта, а также размер самих обломков.
С. Б. Сесил и М. Т. Хилд [4] экспериментально доказали, что кварц не регенерируется при наличии на нем пленок иллита, хлорита и окислов железа. В исследуемых авторами породах наблюдались очень тонкие (порядка 0,003 мм) глинисто-хлоритовые пленки, частично растворенные. Наличие нескольких пленок позволяло фиксировать по две-три регенерационные каемки на кварце.
Процессы регенерации и растворения кварца под давлением для одних пород разделены во времени (алевролиты, тонко- и мелкозернистые песчаники), для других (крупно- и среднезернистые песчаники) — идут одновременно. Нередко на крупных обломках кварца каемка регенерации вообще не возникает и изменение порового пространства идет за счет растворения под давлением.
Неравномерность преобразования терригенных пород обусловливает и эффект фильтрации. В мощных толщах, а также при наличии даже тончайших пропластков малопроницаемых пород в зоне контакта в песчано-алевритовых породах формируются карбонаты, титанистые минералы, более интенсивно регенерированы кварц и полевые шпаты.
Влияние состава пород на их преобразование достаточно четко отражено на рис. 2. В литокластитах преобладают контакты, обусловленные механическим приспособлением, пластическими деформациями, выщелачиванием, в то время как в мезомиктово-кварцевых песчаниках более развиты контакты, возникшие при регенерации кварца и полевых шпатов.
Таким образом, в следующей термобарической зоне (рэф = 170 ч- 380 кгс/сма, t = 70 ч- 130° С) уплотнение пород идет как за счет дальнейшего приспособления обломков друг, к другу, так и за счет альбито-кварцевой цементации, Минералами-индикаторами здесь являются альбит, кварц, смешаннослойные образования, диккит, протодоломит. Возникшие на более ранних этапах метастабиль- ные минералы (монтмориллонит; Mg-кальцит и др.) трансформируются в более устойчивые соединения.
На глубинах более 2800—3200 м, судя по резкому снижению неразвитых (Т и Ля) контактов, поровое пространство в наиболее тонкозернистых породах практически исчезает. В новых термобарических условиях (p^— 380— 560 кгс/см2, t = 100 ч- 130° С), процессы порового минералообразования сокращаются. Уплотнение пород (см. рис. 2) обусловлено разнообразными процессами, однако ведущими среди них являются механическое приспособление, пластические деформации (в том числе и наиболее устойчивых обломков) катаклаз, выщелачивание и растворение под давлением. Два последних процесса постепенно приводят к уничтожению черт предыдущего этапа, что хорошо прослеживается по уменьшению количества прямолинейных и выпукло-вогнутых контактов, возникших вследствие альбито-кварцевой регенерации.
Эпигенетические коэффициенты Л, I, Ху
Для большинства рассматриваемых вариантов на малых и средних глубинах коэффициенты корреляции, характеризующие число контактов на зерно 4 и интенсивность эпигенеза I с глубиной, — значимые положительные величины.
Характер изменения А и I с глубиной подчиняется параболическому закону. Эмпирические ряды выравнивались по способу Чебышева. При этом происходящие изменения одинаково хорошо отражают параболы I (у — а + Ьх, т. е. прямая) и II (у = а + Ъх + ел2) порядков. Сравнение зависимостей I порядка для параметров А и I приводит к выводу, что изменение величины А с глубиной происходит сильнее всего для алевролитов, a Z — для песчаников крупно- и среднезернистых.
Изменение коэффициента уплотнения Ку с глубиной носит более сложный характер. Обнаруживаются более слабые корреляционные связи с глубиной (до 2500 м). Выравнивание эмпирического ряда лучше всего осуществляется с помощью степенной функции вида у = а^х — ь\ где у — значение коэффициента Ку; х — глубина; а — основание степени; b — глубина, на которой коэффициент уплотнения принимает значение, равное 1. Выравнивание эмпирического ряда регрессии в этом случае осуществлено методом наименьших квадратов. Анализ полученных уравнений показывает, что при довольно близких значениях а (в порядке убывания Md: величина а равна 1,0013; 1,0019; 1,00174; 1,0017), коэффициент b меняется для различных пород от 1858 до 2758 м, т. е. изменение функции от аргумента происходит следующим образом: до глубины Ъ происходит незначительное возрастание значений Ку, при глубине b коэффициент Ку становится равным 1; дальнейшее изменение глубины вызывает очень быстрое возрастание коэффициента уплотнения. Переход значения Ку через 1 осуществляется на разной глубине. Здесь так же, каки в случае параметров А и 1>
Рис. 3. Изменение значений А, I и Ку с^глубиной. Составили Г. Н. Перозио, Л. Д. Малюшко. Осредненные данные: J — алевролиты, 2—5 — соответственно песчаники тонко-, мелко-, средне- и крупнозернистые; эмпирические данные: 6 — алевролиты, 7—10 — песчаники соответственно тонко-, мелко-, средне- и крупнозернистые
Изменение типов зерновых контактов и значений Л, 7, Ку при разулаптнении пород
го Я Я й го я к о
я
в § й го д 5
го и S ю >• я в
Состав породы, %
1 m о
о
е-
I £ О
Состояние породы
Соотношение различных типов контактов, %
А
I
Ку
О' го И
Ён го в В
«
я
- ч
в
« о & о В
S а Я §
О
Точечных
Прямолинейных
><!
f» £ О
§
§ в
и 3 в в
о
I
и Г У S й е В
Первичных
Вторичных
и 3 § О 1=1 ф М
и 1 О И
и 3 §
в
В
3 | . В
К cd И о И cd м <6 И
2505
47
35
18
0,38
До каолинизации
6.7
3,4
12,1
22,1
5,4
2,7
47,0
0,7
4,81
6,25
1,71
После каолинизации
12,2
3,6
15,8
18
5,8
2,9
41,0
0,7
4,49
5,66
0,9
И cd Й о м ® ч о Сч О Пн
3084
30
22
48
0,31
До каолинизации
0,54
—
2,71
36,9
—
6,5
50,0
3,26
5,57
7,056
29,6
После каолинизации
2,40
—
11,4
26,5
2,4
4,8
^48,8
3,6
5,53
7,00
5,14
для алевролитов нарушается закономерность, установившаяся для песчаников. Установленный закон справедлив для всех пород до глубины примерно 3000 м (рис. 3).
Для коэффициента уплотнения Ку на малых и средних глубинах, связанного с коэффициентами А и I положительной сильной связью, однако, не обнаруживается такой связи с глубиной. На больших глубинах, где происходит отклонение эмпирических данных от теоретической кривой, появляется прямолинейная положительная связь (гХу = 0,66) Ку с глубиной; с коэффициентами А и I связь теряется.
Наложенные процессы преобразования пород
Прогрессивное уплотнение пород нередко нарушается, тормозится или совершенно прекращается под влиянием различных факторов: внедрение СОа, углеводородов, изменение термобарических условий [2].
Широкое распространение имеют процессы каолинизации и карбонати- зации. Поскольку при каолинизации исчезает часть обломков скелета (плагиоклаз, биотит) и вторичным путем появляются неразвитые (Ги Пн) межзерновые контакты, значения I и Ку уменьшаются, что и приводит к разуплотнению (см. таблицу). Процесс карбонативации часто накладывается на процесс каолинизации: а так как карбонаты полистадийны, в разрезе возникает ряд различно преобразованных пород. При растворении карбонатных цементов появляются такие «разуплотненные» пласты с аномальным соотношением типов межзерновых контактов по сравнению с контактирующими породами.
Явления разуплотнения часты на нефтегазовых месторождениях. Они приурочены к современным и древним водонефтяным контактам.
Хорошим индикатором наложенных процессов является также резко отличный парагенез аутигенных минералов. Например, на В НК наблюдаются такие ассоциации: 1) титанистые минералы, каолинит, кварц; 2) титанистые минералы, каолинит, Mg-Fe-кальцит; 3) титаййстые минералы, каолинит, протодоломит; 4) железистый хлорит, пирит.
Выявленные закономерности изменения терригенных пород позволяют считать, что на территории Западно-Сибирской плиты на глубинах свыше 3000— 3500 м в отложениях мезозоя коллекторские свойства могут сохранять: 1) песчаники крупно- и среднезернистые, преимущественно мезомиктово-кварцевые и меньше литокласты с содержанием кварца более 45%; 2) разуплотненные као- линизированные песчаники (кислые аркозы и полевопшато-кварцевые граувакки); 3) разуплотненные песчаники и алевролиты мезомиктово-кварцевые и полимиктовые (кислые аркозы и литокласты) с растворившимся карбонатным цементом.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
П е р о з и о Г. Н. Применение методики количественного стадиального анализа для изучения алевролитов и песчаников. — «Реф. сб. Сер. Лаб. и технолог, исслед. и методы обогащения минер, сырья». М., ВИЭМС, № 3, 1970, с. 19—27 с ил.
Перозио Г. Н. О привносе вещества при эпигенезе. — В кн.: Вопросы литологии и палеогеографии Сибири. Новосибирск, изд. СНИИГГИМС», 1970, с. 69—73 с ил.
Перозио Г. Н. О коэффициенте уплотнения песчано-алевритовых пород. — «Нефтегазовая геология и геофизика», 1972, № 13, с. 19—21 с ил.
С е с 1 1 С. В. and. Heald М. Т. Experimental investigation of the effects of grain coatings on quartz growth. — «Journ. of Sed. Petrol.», v. 41, № 2, 1971, p. 5 82—5 84.
УДК 552.5
IЛ. Л. ХАНИНЫМ. И. КОЛОСКОВА,
К. А. АБДУРАХМАНОВ, М. К. КУРГУЗОВА, О. Ф. КОРЧАГИН
СТРУКТУРА ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЕСЧАНЫХ ПОРОД ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОЙ И ВОСТОЧНО-КУБАНСКОЙ ВПАДИН
На основании комплексного изучения песчаных пород визейского яруса нижнего карбона ряда площадей центральной части Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) и отложений келловейского яруса юры некоторых площадей Восточно-Кубанской впадины Предкавказья установлено, что на глубине 4000—5000 м встречаются гранулярные породы-коллекторы, характеризующиеся различными классами проницаемости и включающие хорошо проницаемые коллекторы высоких классов.
На отдельных площадях Днепровско-Донецкой впадины исследовались Ж цы-коллекторы, представленные различными литологическими типами, ктами изучения служили песчаники крупно-средне-мелкозернистые и алевролиты. По минералогическому составу песчаники в основном кварцевые с поли- минеральным цементом при различном соотношении кварца, кальцита и каолинита. Содержание цемента колеблется от 3 до 15—20%. Тип цементации контактовый, контактово-поровый, неполнопоровый, порово-базальный и реже пленочный.
На всех породах видны более или менее выраженные следы вторичных изменений — наличие регенерационного кварца, широкое развитие конформных и конформно-регенерационных контактов, сутурные и сутурно-стиллолитовые поверхности.
По стадии вторичных изменений рассматриваемые отложения соответствуют третьей подзоне (кварцево-каолинито-карбонатный и кварцево-гидрослюдистый цемент) начального катагенеза и первой подзоне (конформно-регенерационно- кварцевый цемент) глубинного катагенеза. Характер углефикации органического вещества, заключенного в этих отложениях, соответствует газовым и жирным стадиям метаморфизма углей.
Коллекторские показатели изученных пород колеблются в широких пределах. Они резко различаются для. отдельных литологических групп. Отмечается определенная закономерность в изменении коллекторских параметров при переходе от крупно-среднезернистых разностей обломочных пород к мелкозернистым и алевролитовым.
При одном и том же количестве цемента максимальными фильтрационными свойствами обладают крупно-среднезернистые песчаники (проницаемость их достигает 1500—1800 мД), резко пониженными — алевролиты (максимальная проницаемость 20 мД)..
Значительный интерес для выяснения связи между коллекторскими параметрами представляло рассмотрение особенностей строения порового пространства пород глубокозалегающих горизонтов. Был применен капиллярный метод исследования структуры порового пространства — метод ртутной порометрии.
С помощью капиллярных кривых, полученных этим методом, были выделены три основные типа структур порового пространства, характерных для различных глубокозалегающих пород.
Однородная структура порового пространства с доминирующей группой фильтрующих поровых каналов. Характерна в основном для чистых разностей средне-, крупно- и мелкозернистых песчаников с незначительным содержанием цементов. Наиболее благоприятная структура пор (рис. 1, а, б г, 2, а).
Неоднородная структура порового пространства. Характерна для пород с содержанием цементирующих веществ более 10%. Подобные породы имеют средние и низкие коллекторские параметры (рис. 1, в, рис. 2, 6—еУ
Относительно однородная тонкопоровая структура. В фильтрации участвует незначительная часть порового пространства. Характерна для пород 16
а302010О б 2010О62010О г 40а302010О б 2010О62010О г 40&&££302010Од302010Одоо2010 О2010 ОS' 20S' 20ЕЕ3020ЮОJ203020ЮОJ20Песчаники крупно-среЗнезернистыеПесчаники крупно-среЗнезернистые0,160,160,040,0440400,040,040,160,162,52,540402.52.50040040,160,1640400,040,040,160,160.640.640,040,040,160,160,040,040,160,160,640,644040АлевролитыАлевролиты0,040,040,160,160,640,642,52,5101040402010 О2010 О20Ю О20Ю О302010 О302010 О40302010 О40302010 О2010 О2010 О-40 ■ 30 ■ 20 ■ 10 . О-40 ■ 30 ■ 20 ■ 10 . О0,640,640,640,640,640,64Песчаники мелкозернистыеПесчаники мелкозернистые0,640,641010302010 О302010 О2020Проницаемость, °}о от общейПроницаемость, °}о от общей10 о2010 О10 о2010 О
а
30
20
10
О б 20
10
О
6
20
10
О г 40
а
30
20
10
О б 20
10
О
6
20
10
О г 40
&
&
£
£
30
20
10
О
д
30
20
10
О
д
о
о
20
10 О
20
10 О
S' 20
S' 20
Е
Е
30
20
Ю
О
J
20
30
20
Ю
О
J
20
Песчаники крупно-среЗнезернистые
Песчаники крупно-среЗнезернистые
0,16
0,16
0,04
0,04
40
40
0,04
0,04
0,16
0,16
2,5
2,5
40
40
2.5
2.5
004
004
0,16
0,16
40
40
0,04
0,04
0,16
0,16
0.64
0.64
0,04
0,04
0,16
0,16
0,04
0,04
0,16
0,16
0,64
0,64
40
40
Алевролиты
Алевролиты
0,04
0,04
0,16
0,16
0,64
0,64
2,5
2,5
10
10
40
40
20
10 О
20
10 О
20
Ю О
20
Ю О
30
20
10 О
30
20
10 О
40
30
20
10 О
40
30
20
10 О
20
10 О
20
10 О
-40 ■ 30 ■ 20 ■ 10 . О
-40 ■ 30 ■ 20 ■ 10 . О
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
Песчаники мелкозернистые
Песчаники мелкозернистые
0,64
0,64
10
10
30
20
10 О
30
20
10 О
20
20
Проницаемость, °}о от общей
Проницаемость, °}о от общей
10 о
20
10 О
10 о
20
10 О
10
о 1
20
10
О
Щ)! 0.016 0,025 0,04 0.064 0,10 0,16 0,25 0.40 0.64 1.0 1,6 2.5 4,0 6,4 10 16 '5 40 64 100 Диаметр поробых кана лоб, мкм
^ис. 1. Структура порового пространства песчаных пород Днепровско-Донецкой впадины(глубёноаа 4100—4500 м).
пунктиром обозначены кривые проницаемости, показывающие долю участия поровых каналовв общей проницаемости образца
с содержанием цемента более 15%. Порода с подобной структурой обычно имеет очень низкие коллекторские показатели (рис. 1, и).
Совместное рассмотрение коллекторских параметров и структурных характеристик позволило выявить особенности структур порового пространства, связь их с фильтрационными и емкостными свойствами для песчаных пород различных типов.
а403020 10 О б20| ю1б°а403020 10 О б20| ю1б°30203020^* 10I о^* 10I оПесчаники крупно -среднезернистыеПесчаники крупно -среднезернистые0Д40Д40,640,640,040,040160160,640,642010 О2010 О30 Ъ.20 *|30 Ъ.20 *|40302010 * О40302010 * О0,160,160,040,040,160,160,640,642525II20102010Песчаники мелкозернистыеПесчаники мелкозернистые-1-1ЮОЮОgg//1 О5 50 2010О е 201 О5 50 2010О е 200,040,040,160,160,640,64*25*25гого302010 О302010 О11омом0,160,16АлевролитыАлевролиты1 \1 \0,640,642,52,51010-50■ 20 ■ 16_ О-50■ 20 ■ 16_ О0,010 0,016 0,025 0Д4 0,064 0,10 0.16 0,25 Q.4 0,64 1,0 1,6 2,5 40 6,4 10 16 25 40 Диаметр поробых каналов, мкм0,010 0,016 0,025 0Д4 0,064 0,10 0.16 0,25 Q.4 0,64 1,0 1,6 2,5 40 6,4 10 16 25 40 Диаметр поробых каналов, мкм2010 О2010 О
а
40
30
20 10 О б
20
| ю
1б°
а
40
30
20 10 О б
20
| ю
1б°
30
20
30
20
^* 10
I о
^* 10
I о
Песчаники крупно -среднезернистые
Песчаники крупно -среднезернистые
0Д4
0Д4
0,64
0,64
0,04
0,04
016
016
0,64
0,64
20
10 О
20
10 О
30 Ъ.
20 *|
30 Ъ.
20 *|
40
30
20
10 * О
40
30
20
10 * О
0,16
0,16
0,04
0,04
0,16
0,16
0,64
0,64
25
25
I
I
20
10
20
10
Песчаники мелкозернистые
Песчаники мелкозернистые
-1
-1
Ю
О
Ю
О
g
g
/
/
1 О
5 50 20
10
О е 20
1 О
5 50 20
10
О е 20
0,04
0,04
0,16
0,16
0,64
0,64
*25
*25
го
го
30
20
10 О
30
20
10 О
1
1
ом
ом
0,16
0,16
Алевролиты
Алевролиты
1 \
1 \
0,64
0,64
2,5
2,5
10
10
-50
■ 20 ■ 16
_ О
-50
■ 20 ■ 16
_ О
0,010 0,016 0,025 0Д4 0,064 0,10 0.16 0,25 Q.4 0,64 1,0 1,6 2,5 40 6,4 10 16 25 40 Диаметр поробых каналов, мкм
0,010 0,016 0,025 0Д4 0,064 0,10 0.16 0,25 Q.4 0,64 1,0 1,6 2,5 40 6,4 10 16 25 40 Диаметр поробых каналов, мкм
20
10 О
20
10 О
Рис. 2. Структура порового пространства песчаных пород Восточно-Кубанскойвпадины (глубина 4100—4600 и).
Пунктиром обозначены кривые проницаемости, доказывающие долю участия поровыхканалов в общей проницаемости образца
Наиболее благоприятная структура порового пространства наблюдается у крупно-среднезернистых разностей песчаных пород. На рис. 1, а приведена диаграмма для песчаника Артюховской площади с глубины 4Д 21—4131 м; цемент каолинитовый (3%), контактового типа. Внутренняя структура песчаника при содержании цемента до 5% характеризуется: а) простым строением (литологические коэффициенты имеют значения 0,2—0,3), отображающим незначительную извилистость пор; б) крупными размерами доминирующей группы фильтрующих поровых каналов (З^’-е- 100 мкм), определяющих их высокую проницаемость (1857 мД); в) незначительным количеством мелких нефильтру-
тощих пор (8—12%), что обусловливает малое содержание остаточной воды (до 7%) и, следовательно, относительно высокую эффективную пористость (до 14%), а также высокую газонасыщенность.
По мере увеличения количества цементирующего вещества усложняется структура пород, уменьшается сечение фильтрующих поровых каналов, что способствует заметному снижению проницаемости и открытой пористости. На рис. 1, б, в приведены диаграммы для данной группы пород с содержанием цемента 7—10% — Чижевская площадь, глубина 4535—4546 м, цемент каолинитовый порового и неполнопорового типа и 10—15% — Восточно-Полтавская площадь, глубина 4227—4240 м, цемент регенерационный и каолинитовый порового и неполнопорового типа. Можно видеть, что с увеличением содержания цементирующих веществ сужаются основные фильтрующие поровые каналы до 6—40 мкм и до 2—10 мкм соответственно. Это приводит к уменьшению проницаемости до 50 и 7 мД и к уменьшению пористости до 10%. Усложнение структуры пор сказывается и на увеличении числа тонких нефильтрующих поровых каналов и, следовательно, на увеличении остаточной водонасыщенности до 15 и 25%, что, в свою очередь, обусловливает снижение эффективной пористости.
Сравнение внутренней структуры крупно-среднезернистых песчаников, залегающих на глубине 1000—2700 и свыше 4000 м, показывает следующее. Крупно-среднезернистые песчаники с цементом контактового типа на глубине до 3000 м характеризуются крупнопоровой структурой. Это коллекторы с высокой проницаемостью (2—5 Д) и пористостью до 25%. Основные фильтрующие поры имеют размер до 150 мкм.
На глубине свыше 4000 м подобные породы могут сохранить крупнопоровое строение; так, на отдельных площадях Днепровско-Донецкой впадины (Артюхов- ская, Гадячская, Чижевская и др.) на глубине 4000—4800 м встречены крупносреднезернистые песчаники, имеющие прекрасные коллекторские показатели. Проницаемость их составляет 500—2000 мД, пористость около 15%. С увеличением глубины уменьшается пористость, несколько уменьшаются размеры филь- трующих пор и, как следствие, падает проницаемость. Но структура порового пространства изменяется не столь существенно. Она продолжает оставаться крупнопоровой с незначительной извилистостью поровых каналов. Все это справедливо для данной группы пород только при малом содержании цемента (до 10%); самое незначительное увеличение количества цемента приводит к резкому усложнению структуры порового пространства и ухудшению всех коллекторских показателей.
Для мелкозернистых песчаников, залегающих на большой глубине, характерно более резкое изменение строения порового пространства и, соответственно, фильтрационных свойств по сравнению с крупно-среднезернистыми песчаниками. Однородные простые структуры порового пространства встречаются лишь у чистых, хорошо отсортированных разностей данных пород.
На рис. 1, г—е приведены структурные диаграммы для мелкозернистых песчаников с различным содержанием и типом цемента. Это образцы с глубины 4298—4307 м — Артюховская площадь, цемент каолинитовый (3—5%) контактового типа, с глубины 4338—4352 м — Чижевская площадь, цемент карбонатный, частично глинистый (5—8%), неполнопоровый, с глубины 4113—4423 м — Распашновская площадь, цемент глинисто-хлоритовый, частично карбонатный (10—12%) порово-базального типа. На этих диаграммах видно изменение структуры порового пространства: уменьшаются диаметры фильтрующих пор и возрастает количество тонких пор по мере даже незначительного увеличения содержания цемента.
В чистых разностях мелкозернистых песчаников фильтрующие поры имеют размеры 10—25 мкм, они определяют довольно высокую проницаемость породы (265 мД). На глубине до 3000 м в подобных породах доминируют поры размером 30—50 мкм; пористость до 16%, остаточная водонасыщенность до 10%.
В образцах с цементом 8 и 12% (см. рис. 1, д и е) размеры фильтрующих пор колеблются в пределах 8—20 и 2—4 мкм. Сооветственно, проницаемость их резко снижается и составляет 32 мД в первом случае и 2 мД — во втором; пористость И и 12%, остаточная водонасыщенность 12 и 30%. Одновременно усложняется структура порового пространства, увеличивается извилистость
пор и несколько возрастает количество мелких пор, что приводит к'уменьшению эффективной пористости.
При более значительном содержании цементов песчаники мелкозернистые на рассматриваемых площадях не могут служить коллекторами.
Еще более сложной и тонкопоровой структурой обладают алевритовые разности песчаных пород. Поровое пространство их представлено в основном порами размером от 0,01 до 1 мкм. Тонкопоровое строение обусловливает их низкую проницаемость и высокую остаточную водонасыщенность. Как правило, они не являются коллекторами. Исключение составляют только редко встречающиеся чистые разности крупнозернистых алевролитов с цементом до 3—5%. Один из таких примеров дан на рис. 1, ж — крупнозернистый алевролит, Артюховская площадь, глубина 4188—4195 м. Структурная диаграмма его отображает очень однородное поровое пространство; 80% его сложено порами размером от 5 до 10 мкм. Такая Структура пор определяет благоприятные коллекторские свойства породы: пористость 11%, проницаемость 20 мД, остаточная водонасыщенность 18%.
Незначительное увеличение содержания цемента влечет за собой резкое усложнение структуры пор и, как следствие этого, снижение всех коллекторских параметров.
На Гоголевской площади (глубина 4398—4411 м) изучены крупнопоровые алевролиты с карбонатно-глинистым цементом порового и порово-базального типов в количестве 12—15 и 15—20% (см. рис. 1, з, и). В первом случае фильтрующие поры имеют размер 0,4—6 мкм, во втором до 0,8 мкм. Соответственно проницаемость составляет десятые и сотые доли миллидарси; эффективная пористость — единицы и десятыц доли процента. Таким образом, исследование алевритовых пород показало, ч*го в лучшем случае они могут служить коллекторами V и VI классов.
Обобщая материалы по исследованию структуры порового пространства пород Днепровско-Донецкой впадины, необходимо еще раз отметить следующие основные особенности: 1) наличие на больших глубинах структур, представленных хорошо сообщающимися крупными и средними по размеру поровыми каналами; 2) незначительное содержание тонких-нефильтрующих поровых каналов (размером до 1 мкм), обусловливающих низкую остаточную водонасыщенность и, следовательно, относительно высокую эффективную пористость.
Структура порового пространства и коллекторские свойства песчано-алевритовых пород келловейского яруса верхней юры изучались по ряду площадей Восточно-Кубанской впадины (Юбилейная, ТеМиргоевская, Тенгинская). Рассмотрение различных литологических типов песчаных пород, залегающих здесь на глубине 4000—5000 м, показывает, что они сходны с песчаными коллекторами Днепровско-Донецкой впадины;
Степень эпигенетической изменчивости пород, верхней юры соответствует газовой и, возможно, частично жирной стадиям метаморфизма органического вещества, т. е. почти такая же, как для породы визейских отложений Днепровско-Донецкой впадины.
На рис. 2 показан последовательный ряд структурных диаграмм, характеризующих строение порового пространства песчаников среднезернистых и мелкозернистых с различным содержанием цемента. Цементирующим веществом крупно-среднезернистых песчаников (см. рис. 2, а, б) является каолинит; количество его равно соответственно 5 и 10%, тип цементации — контактово-поровый. Основные фильтрующие каналы имеют сравнительно крупные размеры: 20—50 и 12—40 мкм, что предопределяет достаточно высокие фильтрационные их показатели — 270 и 68 мД. Незначительное количество тонких поровых каналов позволяет объяснить и низкую остаточную водонасыщенность этих разностей (15—18%); пористость их 13 и 14,4%.
Увеличение количества цемента до 15—20% (см. рис. 2, в) способствует ухудшению порометрической характеристики и коллекторских свойств. Поровое пространство неоднородно. Максимальные поровые каналы сужаются до 1,5 мкм, проницаемость снижается до сотых долей миллидарси (0,04), а остаточная водонасыщенность составляет 70—80%. Пористость около 4%. Практически эта порода не может служить коллектором нефти и газа.
Отличительной особенностью песчаников мелкозернистых является большее
содержание цементирующего вещества. Состав его карбонатно-глинистый и карбонатный, тип цементации порово-базальный и базальный. Структура этих пород в основном неоднородная и вследствие этого менее благоприятная. При содержании цемента 10^-12% (см. рис. 2, г) максимальный размер основных фильтрующих каналов достигает 12 мкм, причем в группу основных фильтрующих пор входит только 30% порового пространства. Проницаемость такой породы составляет единицы миллидарси, пористость около 3%, остаточная водонасыщенность 25%. Увеличение цемента до 15% приводит к дальнейшему усложнению структуры пор, сужению поровых каналов (максимальные фильтрующие поры 1,5 мкм), к уменьшению проницаемости до десятых долей миллидарси и увеличению остаточной водонасыщенности до 70%, пористость составляет 11% (см. рис. 2, д)- Породы этого класса можно отнести лишь к V и VI классам коллекторов.
Среди алевролитов в разрезе описываемых отложений на данных глубинах не встречено коллекторов. Приведенная на рис. 2, е диаграмма характеризует алевролит с 20%-ным содержанием глинисто-карбонатного цемента поровобазального типа. Внутреннее строение тонкопоровое, неоднородное. Размер поровых каналов меньше 1 мкм, что обусловливает очень низкую проницаемость. (0,01 мД) и высокую остаточную водонасыщенность (свыше 80%); пористость около 4%.
Таким образом, проведенные комплексные исследования визейских пород Днепровско-Донецкой впадины и келловейских отложений Восточно-Кубанской впадины, приуроченных к третьей подзоне начального и к первой подзоне- глубинного катагенеза, показали, что в породах, залегающих на глубине 4100— 4600 м, развиты поровые пространства различных типов, в том числе и весьма благоприятные (однородные крупнопоровые), предопределяющие относительновысокие емкостные и фильтрационные свойства.
Отмечается определенная закономерность в изменении коллекторских параметров при переходе от крупно-среднезернистых разностей песчаных пород к мелкозернистым и алевролитам. При одном и том же количестве цемента максимальными фильтрационными свойствами обладают крупно-среднезернистые- песчаники (проницаемость 1500—1800 мД) и резко пониженными — алевролиты (максимальная проницаемость 20 мД).
Хорошими коллекторскими показателями обладают чистые разности (с цементом до 5%) крупно-среднезернистых и мелкозернистых песчаных пород. Удовлетворительные коллекторские параметры имеют крупно-среднезернистые- песчаники с содержанием цемента до 15%, мелкозернистые до 10% и алевролиты — 5%.
Все изученные породы-коллекторы I—V классов проницаемости на площадях Днепровско-Донецкой и Восточно-Кубанской впадин по минералогическому составу в основном кварцевые с незначительным количеством цементирующих веществ. Следствием этого являются невысокое число тонких нефильтрующих поровых каналов, низкая удельная поверхность, а также пониженная в целом поверхностная активность. Все это определяет невысокую остаточную водонасыщенность: в породах I—II классов — до 15%, III — до 20%, IV—V классов — до 50%. А это, в свою очередь, обусловливает относительно высокие значения эффективной пористости (до 14%) и коэффициентов газонасыщенности (50—90% ).
УДК 551.1 : 53
В. М. ДОБРЫНИН, Б. Н. КУЛИКОВ
ВЛИЯНИЕ И УЧЕТ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИ ИЗУЧЕНИИ
КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЕСЧАНО-ГЛИНИСТЫХ ПОРОД
Наши представления о свойствах пород-коллекторов нефти и газа базируются в основном на данных изучения керна. При отборе керна с помощью- колонкового долота происходит снятие напряжений, которые испытывал скелет (каркас) породы под действием веса вышележащих отложений. Этот процесс эквивалентен снижению эффективного напряжения от заданной величины до нуля. Отторгнутый от массива породы керн транспортируется на поверхность *
При этом уменьшаются пластовое давление и температура. В результате происходит как бы двухстадийная деформация кернов породы при их извлечении на поверхность. Эдо обстоятельство позволяет записать общее выражение для полного относительного изменения какого-либо физического свойства ДХ/Х в виде
АХ / АХ \ . / АХ X X X /а-р+\ X /р,/
где (ДХ/Х)а р, (АХ/Х) p,t — относительное изменение физического свойства в результате снятия эффективного напряжения (а — р) при t = const и р = = const в результате снижения пластового давления р и температуры L
Как показывают исследования влияния термобарических условий на коэффициент пористости пород (В. М. Добрынин, 1970 г.), первое слагаемое в уравнении значительно больше второго, и его величина может быть определена экспериментально с помощью специальных установок.
Экспериментальные исследования коэффициента пористости кп свидетельствуют о том, что величина поправки (ААП/АП)О_Р зависит от эффективного напряжения, характерного для глубины залегания, типа пород и их литологопетрографического состава. Для песчано-глинистых пород наблюдается зависимость упругих относительных изменении коэффициента пористости от абсолютной величины коэффициента пористости — с увеличением последнего значения (ААп/йп)а_р уменьшаются. Для карбонатных пород эта зависимость выражена слабо.
Экспериментальные исследования позволили установить следующие пределы изменения значений (А&п/&п)а—р Ддя различных пород: для полимиктовых песчаников Западной Сибири 1,8—5,7%; алевролитов 2,7—6,8%; кварцевых песчаников Волгоградской области 1,7—6,3%; полимиктовых песчаников Южного Мангышлака 4—18%; песчаников пермо-триаса Казахстана 4—10%; девонских доломитов БССР 2—8%; верхнемеловых известняков ЧИ АССР 2—4%. Указанные пределы получены при изучении упругих (обратимых) изменений коэффициента пористости при всестороннем сжатии без учета необратимых деформаций, которые проявляются в первом цикле нагружения образцов давлением всестороннего сжатия. Таким образом, названные цифры характеризуют нижний предел поправки (ААп/^п)а_р. Необратимые деформации являются главным образом результатом тех изменений в керне, которые произошли при выбуривании, высушивании и обработке образцов. Они являются несистематическими и носят подчиненный характер.
Величину слагаемого (ААп/&п)р, <в уравнении, учитывающего изменение коэффициента пористости в зависимости от снижения температуры и пластового давления при выносе керна на поверхность, экспериментально определить трудно. Оценка величины этой поправки для песчано-глинистых пород может быть выполнена теоретически по методике Добрынина . Расчеты показывают, что величина, этой поправки определяется глинистостью породы и для коллекторов Западной Сибири может достигать 2—3%. При изучении чистых, незаглинизированных пород, а также пород, однородных по минеральному составу (чистые известняки или доломиты), поправкой (ААП/Ап)р,< можно пренебречь.
В ряде случаев, когда экспериментальная база не позволяет опытным путем определить термодинамическую поправку к коэффициенту пористости породы (ААп/^п)р, t, для ориентировочной оценки пределов изменения этой поправки можно воспользоваться графиком, полученным путем обобщения многочисленных данных о сжимаемости терригенных пород.
Такой график изображен на рис. 1. На нем представлены результаты вычислений полного упругого изменения коэффициента пористости для различных значений коэффициента сжимаемости РПтах' * Кривые на рис. 1, а дают предста; вление о нижнем пределе увеличения коэффициента пористости при выносе кернов пород из скважины на поверхность. Для построения этих кривых использовано минимальное значение коэффициента Pnmax' = 0,5-Ю-4 см2/кг, характерное для наиболее сцементированных, хорошо отсортированных и окатанных
кварцевых песчаников. Кривые на рис. 1, в соответствуют максимальному значению коэффициента pnmax' = 2,0 • 10~4 см2/кг, характерному для плохо отсортированных и плохо окатанных кварцевых и кварцево-полевопшатовых песчаников. Кривые на рис. 1, б показывают упругое изменение пористости терригенных коллекторов со средним значением коэффициента сжимаемости пор 0П max = = 2-10" 4 см2/кг.
При изучении хорошо отсортированных и окатанных кварцевых песчаников следует для вычисления поправки брать среднее значение ААП/АП, полученное по кривым рис. 1, а и б, при изучении плохо отсортированных и плохо окатанных пород — по кривым рис. 1, б и в.
а5б
Рис. 1. Обратимое увеличение коэффициента пористости при отборе кернов песчано- глинистых пород в зависимости от глубины Н отбора I геотермический градиент
(Тср)оо = 3° С [100 м]
° — Pnmax = ®»5‘*® 4 см2/кг; б ₽n тах'— 1,1-10 4 см2/кг; в ₽n max = = 2,0-10~* см2/кг. Параметр кривых—цгл
Необходимо отметить, что средние величины поправок для относительно слабосцёментированных полимиктовых песчаников близки к значениям, определяемым по кривым, изображенным на рис. 1, в.
К сожалению, в настоящее время нельзя предложить аналогичных палеток для оценки первичной пористости карбонатных пород, которые в этом отношении изучены пока недостаточно. Большой интерес представляет оценка изменений коэффициента вторичной пористости карбонатных коллекторов. Однако в связи с плохой представительностью керна из карбонатных отложений экспериментальные исследования свойств коллекторов этого типа довольно затруднительны. Ориентировочные теоретические соображения по этому вопросу можно найти в работе В. М. Добрынина (1970 г.).
При выносе кернов из скважины на поверхность изменение коэффициента проницаемости может быть более существенным, чем изменение коэффициента пористости. Исследования показывают, что даже в случае чистых кварцевых песчаников девона Ромашкинского месторождения снятие лишь эффективного напряжения вызывает обратимое увеличение проницаемости на 5—16%. Для полимиктовых песчаников Западной Сибири это увеличение составляет 7—35%, для алевролитов 18—25%, для кварцевых песчаников Волгоградской области 15—35 % \ Максимальное увеличение проницаемости отмечено у Сильноглинистых, низкопроницаемых песчаников из глубокозалегающих отложений — 100 4- 200%.
Снижение пластового давления и температуры при подъеме керна на поверхность сказывается на проницаемости меньше, чем снятие эффективного напряже--
кия, однако и в этом случае изменения проницаемости могут быть существенны, особенно для глинистых коллекторов. В работе В. М. Добрынина (1970 г), теоретически доказано, что одновременное снижение пластового давления и температуры от значений, типичных для глубины 8000 м, до атмосферных приводит « увеличению проницаемости сильноглинистых пород (п^0,5) на 20% и более.
В чистых незаглинизированных коллекторах коэффициент проницаемости практически можно принять не зависящим от пластовых давлений и температуры. При нагревании образцов Усть-Балыкских песчаников, практически не содержащих глинистых включений, от 21 до 141° С коэффициент водопроница- •емости либо не изменялся совсем, либо изменялся незначительно — от 1,5 до
Рис. 2. Обратимое увеличение коэффициента проницаемости при отборе кернов песчано-глинистых коллекторов в зависимости от глубины Я отбора.
<Гср)юо = 3° С/100 м. а — pn max = 0.5.-10'* см’/кг; б — рп тах = 1,£* 10™* см2/кг; в — Рп щах = 2-10-4 см1/кг. Параметр кривых — г)гл
2%. Подобные колебания водопроницаемости с температурой были отмечены при изучении чистых кварцевых песчаников Волгоградской области.
Приведенные выше примеры показывают, что при определении коэффициента проницаемости кернов пород в атмосферных условиях далеко не всегда можно получить правильное представление об изменении этого параметра на глубине ^особенно при изучении газопроницаемости сухих образцов). В каждом конкретном случае, по-видимому, необходима выборочная экспериментальная проверка роли термобарических условий на кернах изучаемых пород.
Для приближенной оценки возможных пределов упругого увеличения коэффициента проницаемости при отборе кернов песчано-глинистых._пород можно использовать кривые (рис. 2), приведенные в упомянутой выше работе В. М. До- -брынина. Принцип пользования этими кривыми аналогичен принципу для кривых, изображенных на рис. 1. В этой же работе можно найти приближенные кривые, характеризующие изменение проницаемости трещинных коллекторов.
При изучении водопроницаемости полимиктовых песчаников и алевролитов Западной Сибири было отмечено необратимое затухание фильтрации во времени, не связанное с какими-либо изменениями в скелете породы. Это подтверждается тем, что другие параметры — объем порового пространства, скорость ультра- ■звуковых волн, электрическое сопротивление — во времени не изменялись. Электронно-микроскопические исследования позволили установить, что зату-
хание фильтрации связано с перераспределением в поровом пространстве тонкодисперсного хлорита, покрывающего свободную поверхность зерен породы. Под действием градиента фильтрации хлорит отрывается и забивает суженные- участки пор, что приводит к необратимому уменьшению проницаемости х.
В реальных условиях в породах возникают многофазные потоки различного вида: смеси нефти и воды, газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа. Каждый из этих потоков изучают экспериментально, причем в большинстве случаев эксперимент проводят при атмосферных условиях. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимостей относительных проницаемостей, характеризующих способность породы фильтровать какую- либо отдельную фазу либо смесь фаз, от степени насыщенности порового пространства различными фазами. Эти зависимости широко используют в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. В связи с этим возникает вопрос об оценке влияния глубинных условий на вид этих зависимостей. В настоящее время этот вопрос изучен мало. Теоретические исследования позволяют предположить, что относительная проницаемость пород при воздействии эффективного напряжения должна изменяться незначительно. Если исходить из этого положения, то, имея графики фаровых проницаемостей, построенных при любых напряжениях на скелет породы, и зная абсолютную проницаемость при заданном эффективном напряжении, можно приближенно определить фазовую проницаемость коллектора при этих же условиях.
Таким образом, изменения свойств керна при извлечении его из скважины на поверхность необходимо учитывать при подсчете запасов нефти и газа, а также- при разработке месторождений.
УДК 551.1 : 53
с П. А. КАРПОВ
КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ТЕМПЕРАТУРЫ И ВРЕМЕНИ
КАК ФИЗИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ ГЛУБИННОГОИЗМЕНЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ПЕСЧАНИКОВ
Значение времени в процессах эпигенеза показано в работе А. В. Копелио- инча и др. [4]. На основании сопоставления пористости девонских кварцевых песчаников Воронежского массива и песчаников плиоценового возраста Апшеронского полуострова рассчитано значение времени как фактора изменения пористости названных пород для частного случая — районов с геотермическим градиентом 2,5е С/100 м [1]. Доминирующее влияние температуры на изменение- пористости песчаников с глубиной было доказано Д. Максвеллом [7] на примере кварцевых песчаников основных нефтегазоносных районов США.
В более общем случае влияние температуры и времени на изменение пористости песчаников с глубиной можно определить через связь этого параметра с параметрами, отражающими степень изменения углей.
Количественная оценка влияния температуры и времени на изменение углей основана на следующей модели. Степень углефикации определяется количеством тепла, воздействовавшим на растительные остатки за время их пребывания в литосфере. Температура и время — взаимозаменяемые факторы. Палеотемпературы подсчитывают при предположении сравнительного постоянства геотермических градиентов .для каждого разреза в течение геологической истории. Скорость реакции углефикации увеличивается в 2 раза при каждом повышении температуры на 10е С.
Методика подсчета суммарного воздействия тепла за время пребывания растительных остатков во всех интервалах температур разработана Н. В. Лопатиным [5]. Она заключается в суммировании произведений скорости реакции
* Добрынин В. М., Мул ин В. Б., Куликов Б. Н. Необратимое снижение проницаемости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения. — «Нефтяное хозяйство», 1973, № 10, с. 34—37 с ил.
Xt — h
углефикации на ее длительность т =^ ^дл, гДе т — рассчитанная сте-
f=10 — 20° С
пень изменения’углей; у — скорость углефикации в определенном интервале темпе-
Рис. 1. Сопоставление расчетной т и фактической Д а степеней изменения углей различных марок.Рис. 1. Сопоставление расчетной т и фактической Д а степеней изменения углей различных марок.Кривая 1 построена по данным разрезов, не имеющих интрузий и крупных перерывов в осадконакоплении [3], кривая 2 заимствована из статьи Н. В. Лопатина [5]
Рис. 1. Сопоставление расчетной т и фактической Д а степеней изменения углей различных марок.
Рис. 1. Сопоставление расчетной т и фактической Д а степеней изменения углей различных марок.
Рис. 2. Зависимость степени изменения углей Ra и максимальной пористости кварцевых песчаников hn от геологического времени при постоянной температуре.
Шифр кривых — температура, °C
50 ЭД 30 20»5 к^50 ЭД 30 20»5 к^Марка угляМарка угляратур; Тд^— длительность пребывания растительных остатков в этом же темпе» ратурном интервале; t — п — температурные интервалы.
50 ЭД 30 20»5 к^
50 ЭД 30 20»5 к^
Марка угля
Марка угля
В данной работе за единицу взята скорость реакции не в интервале температур 50—60° С, как в работе Н. В. Лопатина [5], а 10—20° С. При каждом повышении температуры на 10° С условно принятая величина удваивается, следовательно, в интервалах 20—30, 30—40, 40—50, 50—60 и 240—250° С она равна соответственно 2, 4, 8, 16 и 8 388 608.
Для того чтобы избежать ошибок за счет неправильного определения глубины погружения до инверсии, рассматривались районы, где в процессе развития не было резких поднятии и внедрений интрузии, а именно: Днепровско- Донецкая впадина, восточный склон Воронежского массива, Восточно-Кубанский прогиб, Западно-Кубанская впадина.
В результате получена кривая (7 на рис. 1), демонстрирующая связь между расчетной т и фактической, выраженной величиной отражательной способности витринита в воздухе Ra, степенью изменения углей. Кривая 1 отличается от кривой 2, полученной Н. В. Лопатиным в 1971 г. Отличие обусловлено тем, что в скв. 1 — Мюнстерланд, взятой Н. В. Лопатиным в качестве эталона, разрез, во-первых, непо'лный, во-вторых, имеет признаки внедрения интрузивного тела.
Поскольку температура и время, согласно рассматриваемой модели, взаимозаменяемы, кривую 1 (см. рис. 1) можно перестроить в графики зависимости степени изменения углей от времени при фиксированной температуре и экстраполировать их в область температур, которые не прослеживаются в глубоких скважинах (рис. 2). Бурые угли при t = 500° С должны превратиться в антрациты за 36 дней, а при t = 510° С — за 18 дней. Экспериментально в лабораторных условиях при конечной температуре 500° С бурый уголь был преобразован в антрацит за 30 дней [6].
Такое совпадение экспериментальных данных и данных, вытекающих из принятой модели, свидетельствует, что она может быть использована для коли-' чественного вычисления времени и температуры как физических факторов угле-, фикации. Поскольку между изменением углей и пористостью песчаников существует корреляционная связь [2], рассмотренную модель можно использовать для определения температуры и времени как факторов изменения пористости песчаников с глубиной. Если на ось абсцисс рис. 2 нанести значения пористости,. соответствующие степени изменения углей, то полученные графики можно использовать для установления влияния времени на пористость песчаников при любой фиксированной температуре (и, наоборот, температуры при фиксированном времени). В качестве примера демонстрируется влияние времени на пористость при температуре 50, 100, 180 и 230° С (см. таблицу).
!» * i
Глубина залегания, (м) при градиентах, °С/100 м
Время (млн. лет), необходимое для снижения пористости от 37% до величины, %
2
2,5
3
26
19
14
10
5
50
1 600
1300
1100
1400
5500
5300
190 000
850 00ft
100
4 100
3300
2750
46
200
2250
6 500
31 000
180
8 100
6500
5400
0,05
0,500
6,3
38
305
230
11 500
8500
7100
0,005
0,0175
0,23
0,75
5Д
Из таблицы следует, что максимальная пористость песчаников, равная 5%, может быть достигнута при температуре 230° С (глубина 7100 м при геотермическом градиенте 3° С/100) за 5,5 млн. лет, а при t = 50° С (глубина 1100 м при, том же градиенте) — за 850 млрд. лет.
Приведенные в таблице расчеты сделаны при предположении практически мгновенного погружения пород на указанные глубины. На самом деле пласты погружаются на большие глубины десятки и сотни миллионов лет.
Описываемая в данной статье и работе 3 методика подсчета т позволяет восстановить степень изменения углей, а через нее и пористость в процессе всей геологической жизни породы, в любой момент погружения. Пример такого расчета показан на рис. 3.
Из рис. 3 следует, что в процессе погружения максимальная пористость, девонского песчаника беспрерывно уменьшалась. В конце среднего карбона,
когда пласт погрузился на глубину 3500 м, максимальная пористость песчаника превышала 30%; к началу триаса посде пребывания песчаника почти на той же глубине в течение 60 млн. лет пористость его стала равной 24%. К концу палеогена она снизилась до 14%, к настоящему времени — до 12,5%. В последние 50 миллионов лет максимальная пористость снизилась всего на 1,5%.
Подобные расчеты полезны при восстановлении истории формирования месторождений, времени прихода углеводородов в пласт и т. д.
Возраст
6< |1%Ыс,| Сг | С„] Р, |р2|т, |Tz.3j J, [jz|j3| К | К2 | Р |n,||q
Рис. 3. Принципиальная схема изменения во времени степени изменения углей и максимальной пористости кварцевого песчаника старооскольского пласта Тарасовской площади (глубина залегания 4050 м).
Цифрами у точек на кривой показана рассчитанная через т отражательная способность витр@* нита в воздухе В„; в скобках дана рассчитанная максимальная пористость кварцевых песчаников (%)
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Карпов П. А.,Габриэлян А. Г. О пористости песчаников на больших глубинах по Волгоградской области. — «Геология нефти и таза», 1969, М 6, с. 41—44 с ил.
К сопоставлению стадиального изменения рассеянных углистых остатков и песчаников палеозойских отложений Русской платформы. — «Изв. АН СССР. Сер. геол.», 1973, № 12, с. 132—135 с ил. Авт.: П. А. Карпов, А. Л. Гожая, И. М. Дианова и др.
Количественная оценка температуры и геологического времени как факторов углефикации рассеянных углистых остатков и возможности ее использования в нефтяной геологии. —«Изв. АН СССР. Сер. геол.», 1975, № 3, с. 103—ИЗ с ил. Авт.: П. А. Карпов, А. Ф. Степанова, Н. В. Соловьева и др.
Копелиович А. В., К о с с о в с к а я А. Г., Ш у т о в В. Д. О некоторых особенностях эпигенеза терригенных отложений платформенных и геосинклинальных. областей. — «Изв. АН СССР. Сер. геол.», 1961, № 6, с. 18—31 с ил.
Лопатин Н. В. Температура и геологическое время как факторы углефикации. — «Изв. АН СССР. Сер. геол.», 1971, № 3, с. 100—102 с ил.
Лопатин Н. В., Б о с т и к Н. X. Геологические факторы катагенеза углей. — В кн.: Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. М., «Наука», 1973, с 79—90 с ил.
Maxwell J. С. Influence of depth, themperature and geologie ageon porosity of quartzose Sandstones. — «BAAPG», v. 48, № 5, 1964, p. 923—924.
УДК 552.1 : 53 : 552.144
П. С. ЖАБРЕВА, В. А. ХАНИН, Г. Т. ЮДИН
ТЕРРИГЕННЫЕ ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ МЕЗОЗОЯ И ИХ СВОЙСТВАВ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗОНАХ ПРЕДКАВКАЗЬЯ
Мезозойские отложения Предкавказья являются основным объектом для поисков и разведки нефтяных и газовых залежей. Залегают они на глубине до 10 000 м и более. Именно с глубокозалегающими горизонтами связывается в большой степени дальнейший прирост запасов нефти и газа в рассматриваемом регионе.
Рис. 1. Растровые электронные микрофотографии песчаника.
а'— мелкозернистый кварцевый песчаник (Советская площадь, скв. 6, глубина 4495 м, нижний мел, увел, х 800); б — среднезернистый кварцевый песчаник (Юбилейная площадь, скв. 25, глубина 4275—4277 м, келловей, увел, х 240)
Нами рассмотрены изменения коллекторских свойств и структуры порового пространства терригенных пород нижнего мела и юры в таких глубокопогру- женных зонах, как Восточно-Кубанская и Чернолесская впадины и платформенный борт передового Терско-Каспийского прогиба, где в настоящее время получает развитие бурение скважин на глубины свыше 4,5 км.
Нижнемеловые терригенные породы-коллекторы, представленные мелкозернистыми кварцевыми песчаниками с глауконитово-гидрослюдистым цементом, развиты по всему Предкавказью. Основным литологическим фактором, влияющим на иямананиа открытой пористости в этих песчаниках, является содержание аллотигенного цемента. Для данных пород, развитых в интервале 1250—5100 м, наблюдается следующая закономерность.
На глубине 1250—3000 м в песчаниках обнаруживается корреляционная связь между открытой пористостью и содержанием цемента (г = 0,85), которая постепенно ослабевает с глубиной погружения пород. Это свидетельствует о том, что на таких глубинах происходит главным образом механическое уплотнение, под действием которого сокращается поровое пространство за счет отжатия седиментационной воды. На глубине 3000—3500 м отмечается полная потеря корреляционной связи (г = 0,2) между названными параметрами. Здесь наблюдается изменение цемента: глинистое вещество характеризуется уже заметной раскри- сталлизацией с выделением в порах породы опаловидного и микрокристаллического кремнезема, а также появлением аутигенного кварца в виде регенерационных каемок на обломочных зернах кварца.
На глубине 3500—4500 м и более снова наблюдается, хотя и очень слабая (г = 0,55), корреляционная связь между пористостью и содержанием цемента,
который по составу заметно изменяется. Содержание глауконита в цементе уже не превышает 1 %, причем он преобразуется до хлорита, а гидрослюды раскри- сталлизовываются с выделением кремнезема, который заполняет свободные поры породы (рис. 1, а). Следовательно, на этой глубине происходят не только
Рис. 2. Зависимость открытой .пористости hn ои плотности о мелкозернистых песчаников от глубины их залегания (Черно- лесская впадина, нижний мел, 105 образцов).
1 — открытая пористость, г = 0,8; 2 — плотность, г = 0,85
механическое уплотнение, но и химические процессы, связанные с образованием вторичных минералов, которые заполняют свободные поры и изменяют седиментационную структуру порового пространства.
Изменение открытой пористости и плотности мелкозернистых песчаников Чернолесской впадины с глубиной их погружения от 3000 до 4700 м отображено на рис. 2. Плотность этих песчаников изменяется сравнительно равномерно, пористость же в интервале глубин 3600—3800 м как бы стабилизируется и колеб- 30
лется в незначительных пределах (8—14%), более заметное уменьшение этого параметра (до 6—7%) наблюдается с глубины 4300 м. Поровые каналы в этом случае почти полностью заполнены аутигенным кварцем (см. рис. 1, а), в породе широко развиты разнонаправленные трещины. Мелкозернистые песчаники на этих глубинах не могут рассматриваться как коллекторы порового типа. Исследование в шлифах показало, что в них встречаются лишь отдельные изолированные поры размером до 5 мкм.
Исследования структуры порового пространства методом ртутной поромет- рии на площадях Бурунная (скв. 1, глубина 5106—5108 м) и Советская (скв. 6,
Рис. 3. Зависимость открытой пористости Ьп 0 и плотности 6 средне- и крупнозернистых песчаников от глубины их залегания (Восточно-Кубанская впадина, келловей, 36 образцов).
1 — открытая пористость, г = 0,5; 2 — плотность, т = 0,72
глубина 4495—4500 м) показали изменение размеров пор в мелкозернистых песчаниках нижнего мела соответственно от 0,013 до 1,3 мкм и от 0,013 до 2,5 мкм с преобладанием пор <*0,1 мкм.
Рассмотренные процессы катагенетического преобразования терригенных пород-коллекторов и их влияние на пористость в зависимости от глубины погружения пород характерны для некоторых зон молодых платформ, где последовательное погружение осадков на большие глубины отвечает современным глубинам их погружения.
Иная картина наблюдается в терригенных породах-коллекторах, залегающих в зонах с неспокойной тектонической обстановкой в течение геологической истории развития региона (Восточно-Кубанская впадина). Так, юрские отложения, развитые по бортам Восточно-Кубанской впадины, в предтоарское, пред- келловейское и предоксфордское время были выведены на дневную поверхность. Открытая пористость песчаников плинсбаха колеблется от 13,5 до 20%, а проницаемость — от 30 до 100 мД и более (Армавирская и Трехсельская площади); в нижнекелловейских средне- и крупнозернистых песчаниках эти параметры
соответственно изменяются от 5 до 17% и от 0,1 до 300 мД (площадь Юбилейная). Повышенные значения коллекторских параметров исследованных пород, залетающих на глубине 3800—4300 м, обусловлены формированием их в трансгрессивные этапы, предопределившие мономинеральный (кварцевый) состав породообразующих компонентов, высокую их отсортированность (5о^ 3) и весьма незначительное содержание каолинитового цемента (до 10%), который благо-
приятно влияет на емкостные и фильтрационные свойства песчаников вследствие низкой емкости поглощения. Размер пор в этих породах достигает 70 мкм с преобладанием пор 20—40 мкм.
ллр. МЛ27/7L250230^г~?~~ ■ . -30100ллр. МЛ27/7L250230^г~?~~ ■ . -30100Анализ изменения открытой пористости среднезернистых песчаников келло- вея с глубиной залегания (рис. 3) показал значительный разброс точек в интервале 3500—4300 м (г = 0,5) с уменьшением ее значений ДО 7—13% на глубине 4900 м. Длительное пребывание этих песчаных пород в зоне гипергенеза способствовало частичной из децементации, обусловленной влиянием атмосферных факторов и движением грунтовых вод, что особенно сказалось на круп-
ллр. МЛ
27/7L
250
230
^г~?~~ ■ . -
30100
ллр. МЛ
27/7L
250
230
^г~?~~ ■ . -
30100
II,2200300 p.Mqwi,2200300 p.MqwiРис. 4. Зависимость абсолютной проницаемо-сти к пр от давления р в средневернистыхкварцевых песчаниках келловейского возраста(площадь Юбилейная).I — скв. 25, глубина 4315—4317 м, hn. о= = 14%, содержание цемента — 4,6%; *2 — СКВ. 25, глубина 4305—4308 м, Ап о= 13%, содержание цемента — 5,0%;3 — скв. 2,глубина 4445—4455 м, hn 0= 9%, содержа-ние цемента = 6,5%Рис. 4. Зависимость абсолютной проницаемо-сти к пр от давления р в средневернистыхкварцевых песчаниках келловейского возраста(площадь Юбилейная).I — скв. 25, глубина 4315—4317 м, hn. о= = 14%, содержание цемента — 4,6%; *2 — СКВ. 25, глубина 4305—4308 м, Ап о= 13%, содержание цемента — 5,0%;3 — скв. 2,глубина 4445—4455 м, hn 0= 9%, содержа-ние цемента = 6,5%но- и среднезернистых песчаниках. Погружение юрских отложений на современную глубину залегания (свыше 4000 м) способствовало в определенной степени уплотнению псь род и развитию в них аутигенной минерализации — аутигенных кварца и каолинита (последний образует сростки кристаллов правильной гексагональной формы). Однако масштаб образования новых минералов был не очень широким, вследствие чего сохранились открытые поры, образованные прямолинейными чистыми гранями аутигенного кварца (см. рис. 1, б). Следует указать, что наличие газонефтяного флюида в песчаных пластах способствовало сохра-
I
I
,2
200300 p.Mqwi
,2
200300 p.Mqwi
Рис. 4. Зависимость абсолютной проницаемо-сти к пр от давления р в средневернистыхкварцевых песчаниках келловейского возраста(площадь Юбилейная).
I — скв. 25, глубина 4315—4317 м, hn. о= = 14%, содержание цемента — 4,6%; *2 — СКВ. 25, глубина 4305—4308 м, Ап о= 13%, содержание цемента — 5,0%;3 — скв. 2,
глубина 4445—4455 м, hn 0= 9%, содержа-ние цемента = 6,5%
Рис. 4. Зависимость абсолютной проницаемо-сти к пр от давления р в средневернистыхкварцевых песчаниках келловейского возраста(площадь Юбилейная).
I — скв. 25, глубина 4315—4317 м, hn. о= = 14%, содержание цемента — 4,6%; *2 — СКВ. 25, глубина 4305—4308 м, Ап о= 13%, содержание цемента — 5,0%;3 — скв. 2,
глубина 4445—4455 м, hn 0= 9%, содержа-ние цемента = 6,5%
При изменении плотности пород сПри изменении плотности пород снению вторичной пористости.
При изменении плотности пород с
При изменении плотности пород с
При изменении плотности пород с глубиной (см. рис. 3) наблюдается довольно высокая корреляционная связь (г = 0,72). Следовательно, в зонах с не
спокойной тектоникой зависимость пористости от глубины погружения терригенных коллекторов (хотя она и имеется) менее надежна при геологических исследованиях, чем зависимость плотности от глубины, так как нельзя пренебрегать этапами перерывов, которые способствовали развитию процессов регрессивного эпигенеза.
На графике изменения абсолютной проницаемости АПр от давления р видно, что при увеличении давления до 350—400 кгс/см2, приближающегося к условиям пласта, проницаемость среднезернистых песчаников меняется весьма незначительно (рис. 4). Это объясняется в основном тем, что после воздействия регрессивного эпигенеза при погружении этих пород регенерационный цемент йа контактах кварцевых зерен способствовал образованию прочного каркаса, который препятствовал перемещению зерен (сжиманию) под нагрузкой вышележащих пород.
В приосевой зоне Восточно-Кубанской впадины, где тектоническая активность проявилась в меньшей степени, трансгрессивные колловейские отложения залегают на глубине свыше 4800 м. Открытая пористость мелкозернистых кварцевых песчаников с каолинитово-гидрослюдистым цементом на Лабинской площади достигает 15%, а проницаемость — 92 мД/Данные исследования ртутной порометрии позволили установить размер пор в этих песчаниках 0,064—40 мкм с преобладанием пор 10—25 мкм. На Темиргоевской площади открытая пористость достигает всего 2—6%, а проницаемость составляет сотые доли миллидарси.
Различие в емкостных и фильтрационных свойствах одновозрастных песчаников обусловлено различным масштабом аутигенного минералообразования.
Так, на Лабинской площади вторичные минералы представлены аутигенными кварцем и каолинитом, которые не полностью выполняют открытые поры породы, формируясь главным образом по краям порового пространства. На Темиргоев- ской площади аутигенные минералы представлены кварцем и кальцитом, причем последний почти полностью замещает первичный аллотигенный каолинитовый цемент и поры в нем. Лишь па отдельных участках можно наблюдать небольшие щелевидные поры до 1,5 мкм. Такая особенность в формировании аутигенных минералов в одновозрастных отложениях, развитых в аналогичных тектонических зонах, по-видимому, обусловлена двумя факторами: влиянием инфильтрационных вод и заполнением газонефтяным флюидом свободных пор в песчаниках Лабинской площади и, напротив, влиянием застойных гидрокарбонатных вод на Темиргоевской площади.
Из изложенного выше можно сделать следующие выводы.
Изменение коллекторских свойств терригенных пород зависит в первую очередь от фациальной обстановки седиментационного бассейна и последующего преобразования пород, протекавшего в течение всей геологической истории развития .региона.
В районах, характеризующихся только нисходящими движениями и застойным режимом вод, наблюдается однонаправленный процесс вторичных преобразований, способствующий ухудшению коллекторских свойств с глубиной погружения песчаных пород. Породы-коллекторы порового типа сохраняются до глубины 3800—4000 м; на большей глубине в них появляется трещиноватость, и они приобретают порово-трещинный тип.
В районах, отличающихся спокойной тектонической обстановкой, но подверженных действию инфильтрационных вод, в терригенных коллекторах, особенно в средне- и крупнозернистых песчаниках, отмечается образование вторичных пор.
В зонах с активной тектонической деятельностью, характеризующейся инверсионными движениями, особенно проявившимися после литификации осадков, на формирование структуры порового пространства в терригенных коллекторах оказывают влияние не только фациальные условия, но и последующее пребывание этих пород на дневной поверхности в зоне гипергенеза, который способствовал образованию вторичной пористости. В данных районах современная глубина залегания пород-коллекторов оказывает менее существенное влияние на изменение порового пространства.
Таким образом, при определенных геологических условиях на глубине более 4000 м возможно развитие терригенных пород-коллекторов порового типа.
УДК 552.51
Б. К. ПРОШЛЯКОВ, Д. Д. КОТЕЛЬНИКОВ
РОЛЬ АУТИГЕННЫХ ГЛИНИСТЫХ МИНЕРАЛОВВ ИЗМЕНЕНИИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВПЕСЧАНО-АЛЕВРИТОВЫХ ПОРОД НАБОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Песчано-алевритовые породы, являющиеся наиболее распространенным типом гранулярных коллекторов, чаще всего содержат глинистый цемент, который может иметь аллотигенное, аутигенное и смешанное происхождение. В поровом пространстве относительно молодых неглубоко погруженных пород этого типа содержатся в основном аллотигенные глинистые минералы. Об этом свидетельствует идентичный состав глинистых минералов в песчано-алевритовых и глинистых породах, а также присутствие этих минералов в рассматриваемых породах в виде угловатых, без признаков идиоморфизма частиц. Цемент обломочных пород отличается, как правило, полидисперсностью. В связи с наличием У гранулярных пород жесткого каркаса частицы аллотигенного глинистого цемента не испытывают прямой геостатической нагрузки и по данным растровой электронной микроскопии располагаются в порах песчано-алевритовых пород беспорядочно [5]. Это обеспечивает наличие между ними микропор фильтрующего
33333 Заказ 1488
33
33
размера [7]. Величина микропор зависит от специфического для отдельных минералов характера микроблоков, размеры которых по оси с последовательно уменьшаются [3] от каолинита к гидрослюдам и особенно к хлоритам и монтмориллонитам.
Каолинит, как известно, возникает в корах выветривания в виде вермикулитоподобных сростков псевдогексагональных кристаллов. Указанные сростки сохраняют значительную толщину (по оси с), и поэтому при переотложении блоки этого минерала нередко имеют изометричную форму (рис. 1, а). Аллоти- генная гидрослюда, которой свойственна угловатая псевдоизометричная форма частиц, харктеризуется значительно меньшей величиной блоков, т. е. резко выраженной пластинчатостью (рис. 1, б), причем указанные блоки не обладают эластичностью. Рассматриваемая разновидность гидрослюды в слабопогружен-
Рис. 1. Растровые электронные микрофотографии аллотигенных глинистых минералов. а — каолинит (увел, х 2000); б — гидрослюда (увел, х 3000)
ных породах в большинстве случаев выражена сильно деградированной разностью, представляющей, по данным рентгеновских исследований, гетерогенную смесь, которая включает как реликты слабо гидратированных частиц, так и монтмориллонит — гидрослюдистое смещаннослойное оборазование, содержащее более 40% разбухающих слоев, обусловливающих неупорядоченный тип структуры [1]. Хлорит обломочного происхождения в первичных цементах обычно составляет подчиненную примесь и отличается по морфологическим особенностям от изометричнопластинчатой гидрослюды лишь более значительной величиной частиц в базисной плоскости, но меньшей толщиной, поэтому практически не может быть идентифицирован в полименеральных ассоциациях. Микроблоки монтмориллонита в связи с исключительно высокой дисперсностью формируют обычно глобулярные агрегаты, строение которых зависит от типа обменного катиона (главным образом Na+ и Са2+).
Отсутствие плотной укладки блоков и агрегатов аллотигенных глинистых минералов в поровом пространстве песчано-алевритовых пород определяет их относительно высокую проницаемость даже при довольно значительном количестве цемента, при наличии в нем разбухающих минералов [2, 7].
По мере погружения пород в связи с адсорбцией структурных катионов (Mg2+, Al3+, Fe3+ и др.) октаэдрическими сетками кристаллической решетки повышается степень окристаллизованности аллотигенных глинистых минералов. Кроме того, у минералов трехэтажного типа за счет замещения калием обменных катионов (в основном Na+ и Са2+) и молекул воды в лабильных межслоевых промежутках происходит уменьшение содержания разбухающих слоев в струк-
туре [8]. Однако различная природа связи воды в структуре ди-и три октаэдрических разбухающих минералов определяет более высокую термодинамическую устойчивость последних [5]. При аградации деградированных гидрослюд и трансформации собственно монтмориллонита изменения формы частиц не наблюдается. При адсорбции катионов могут несколька увеличиваться только размеры частиц.
G погружением осадочных толщ одновременно с увеличением окристаллизо- ванности глинистых минералов и уменьшением содержания разбухающих слоев в структуре трехэтажных разновидностей в песчано-алевритовых породах начинают формироваться аутигенные глинистые минералы. При этом природа возникающих новообразований определяется термобарическими параметрами и химизмом среды [6].
Рис. 2. Растровые электронные микрофотографии аутигенных глинистых минералов (увел, хзооо).
а — бертьерин (железистый шамозит); б — железисто-магнезиальный хлорит
К аутигенным минералам слоистого типа, возникающим на наиболее ранней ' стадии постседиментационного изменения пород (диагенез) в условиях восстановительной обстановки и при наличии в среде Mg2+ и Fe2 + , относятся аутигенные триоктаэдрические минералы слоистого типа (7 А) и железистый хлорит. Для этих новообразований характерна весьма небольшая толщина блоков при довольно крупных их размерах в базисной плоскости (рис. 2, а), в связи с чем им свойственна эластичность. На несколько более поздней стадии в нейтральной окислительно-восстановительной обстановке, в среде, богатой К + , возникает глауконит. На стадии раннего катагенеза при относительно невысоких давлениях и температурах, а также при наличии в пластовых водах Si4 +, А13 + и отсутствии К+ в кислой среде возникает каолинит. Этот минерал, в зависимости от вариаций примеси щелочноземельных катионов, образует либо мелко-, либо крупнокристаллические разновидности. Соответственно, в щелочной среде, но при небольшом содержании К + образуется удлиненночешуйчатый монтмориллонит, являющийся в структурном отношении монтмориллонит-гидрослюдистым смешаннослойным образованием, содержащим более 40% разбухающих пакетов [1]. С погружением пород на значительную глубину, соответствующую зоне среднего катагенеза, в условиях более напряженной термобарической обстановки при наличии достаточного количества Si4+, А13+, особенно К+, возникает удлиненнопластинчатая гидрослюда, являющаяся, как и удлиненночешуйчатый монтмориллонит, смешаннослойным образованием, но содержащим менее 40% разбухающих слоев. Удлиненные разновидности минералов со структурой трехэтажного типа представляют непрерывный ряд, отражающий отдельные термобари-
ческие этапы щелочного аутигенеза. На стадии катагенеза большое развитие в породах получает также железисто-магнезиальный хлорит.
Указанные главнейшие разновидности аутигенных глинистых минералов - в зависимости от стадии постседиментационного изменения пород в той или иной мере заполняют поровое пространство, не занятое первичными глинистыми минералами, включая их межблоковые промежутки. В этом случае коллекторские свойства пород в большой степени зависят не только от особенностей глинистых минералов (кристаллический тип, наличие в структуре лабильных межслоевых промежутков, дисперсность, емкость обмена), но и от свойственного минералам каждой группы специфического характера их новообразований в поровом пространстве. При этом аутигенный каолинит, как и аллотигенный, кристаллизуется в виде довольно значительных по толщине микроблоков, тогда как новообразования гидрослюды, монтмориллонита и хлорита отличаются от их аллотигенных аналогов. Так, аутигенные разновидности монтмориллонита и гидрослюды в отличие от аллотигенных разностей выделяются не в виде резко выраженных пластинчатых микроблоков, а образуют закономерные сростки из плоскопараллельных слоев удлиненных пластин^ расположенных относительно друг друга под углом 120°. Новообразования хлорита обычно представляют собой отдельные очень тонкие, но сравнительно крупные кристаллы, ориентированные перпендикулярно к поверхности зерен (рис. 2, б), ограничивающих поровое пространство. В связи с этим шиповидные блоки монтмориллонита и гидрослюды и особенно щетковидные выделения хлорита, хотя и не образуют монолитных цементов, однако значительно усложняют структуру порового пространства, что вызывает снижение фильтрационных свойств и увеличение остаточной водо- насыщенности.
Наиболее сильное влияние на коллекторские свойства оказывает свойственный ранним стадиям преобразования пород вторичный монтмориллонитовый цемент [5], в котором разбухающие слои обусловливают резкое уменьшение (Са-разновидность) или полную ликвидацию (Na-разновидность) межблоковых Промежутков, а также повышение количества связанной в капиллярах воды. В дальнейшем на стадиях среднего й позднего катагенеза по мере адсорбции разбухающими слоями К + , а силикатными слоями структурных катионов, и роста кристаллитов аутигенный монтмориллонит, как и его аллотигенная разность, постепенно переходит в смешаннослойные образования [4] с относительно не- - большим содержанием лабильных слоев. Это обстоятельство обусловливает уменьшение разбухаемости глинистого цемента и торможение снижения проницаемости, происходящее за счет выделения минеральных новообразований и уплотнения пород при погружении осадочных толщ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Градусов Б. П. Зависимость между значениями d/n базальных рефлексов и содержанием слюдистых пакетов в смешаннослойных образованиях слюда смектитового типа. — «Литология и полезные ископаемые», 1971, № 6, с. 152—155 с ил.
Котельников Д. Д. Особенности глинистых минералов и их влияние на коллекторские свойства газоносных пород ходумского горизонта Северо-Ставропольского месторождения. — «Литология и полезные ископаемые», 1967, № 2, с. 111—114 с ил.
Котельников Д. Д. Морфология и условия локализации различных глинистых минералов в осадочных породах^—«Минералогический сборник», вып. 28. Изд. Львовск. гос. ун-та, 1974, с. 75—77 с ил.
Прошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 232 с.
Саркисян С. Г., Котельников Д. Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. Л., «Недра», 1971. 184 с.
Франк-Каменецкий В. А., К ото в Н. В., Г ойл о Э. А. Кристаллохимия трансформационных преобразований глинистых минералов. — «Зап. Всесоюз. минер, о-ва», вып. 2, 1973, с. 129—142.
Ханин А. А. Коллекторы нефти и газа месторождений СССР. М., Гостоптехиздат, 1962. 102 с.
Weaver Ch. Н. The clay petrology of sediments. Clays and clay minerals. California, August, 1957, p. 154—187.
УДК 552.5
Э. А. БАКИРОВ, Н. А. СКИБИЦКАЯ
РОЛЬ ПРОЦЕССОВ КАТАГЕНЕЗА В ФОРМИРОВАНИИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Процессы раскристаллизации, регенерации обломочных зерен, карбонати- зации приводят, как известно, к снижению открытой пористости. В то же время эти процессы обусловливают снижение поверхностной активности породы, уменьшение ее обменной емкости, снижение диффузионно-адсорбционной активности ЛДа. Это, в свою очередь, приводит к снижению водоудерживающей способности
Рис. 1. Алевролит. Регенерация кварцевыхРис. 2. Песчаник конформной структуры (Паш-
аерен (Трехозерная площадь, верхняя юра,нинское месторождение, верхний девон,
увел. X 3000).увел. X 3000)
породы, к увеличению коэффициентов нефтегазонасыщения, т. е. к росту доли эффективного объема в общей величине открытых пор.
Такое явление происходит в результате замуровывания глинистого цемента, глинистой пленки, покрывающей обломочные зерна, замуровывания пелитизи- рованных зерен полевых шпатов каймой регенерации или базальным и пойкилитовым карбонатным цементом, т. е. за счет достижения большего совершенства стенок пор вследствие изоляции глинистого цемента от поровых растворов. (Это можно видеть на фотографиях ненарушенных сколов образцов горных пород.) Как правило, кварцево-полевошпатовые, полимиктовые песчаники (например, верхней юры и нижнего мела Западно-Сибирской низменности) и кварцевые песчаники с глинистым цементом к продуктивных пластах нефтяных и газовых месторождений, не претерпевшие глубоких эпигенетических (катагенетиче- ских) изменений, имеют в среднем около 60—70% остаточной водонасыщенности при открытой пористости 14%. Коэффициент открытой пористости 12—14% является границей коллектор — неколлектор, которой соответствует коэффициент проницаемости 1 мД и полезная емкость эффективная емкость примерно 5-6%.
Рассмотрим на ряде примеров роль процессов регенерации в изменении этих граничных значений.
Пример 1. Алевролит: верхняя юра, вогулкинская свита; Трехозерная площадь, Шаимская группа месторождений (глубина 1600 м), коэффициенты открытой пористости &п. о=13,7%, проницаемости АПр=4,9мД. Сильно развиты процессы регенерации кварцевых зерен (рис. 1).
Рис. 3. Песчаник. Поры располагаются между генерированными зернами (Паш- нинское месторождение, верхний девон, увел. X 3000)Рис. 3. Песчаник. Поры располагаются между генерированными зернами (Паш- нинское месторождение, верхний девон, увел. X 3000)
Рис. 3. Песчаник. Поры располагаются между генерированными зернами (Паш- нинское месторождение, верхний девон, увел. X 3000)
Рис. 3. Песчаник. Поры располагаются между генерированными зернами (Паш- нинское месторождение, верхний девон, увел. X 3000)
Расчленение воды в 100% -ном насыщенном образце по формам и видам связи воды с породой способом аспирационной термомассометрии и с помощью изотерм адсорбции показывает следующее их соотношение в объеме пор породы. В такой породе очень мал коэффициент водонасыщенности, соответствующий насыщенности породы водой сорбированной — моно- и полимолекулярной (Ав. ад=1%)- Коэффициенты водонасыщенности Ав. м, отвечающие насыщенности породы водой микрокапилляров радиусом от 5,5 до 1000 А (10-б См), составляют 20%, связанные с водой углов пор (менисковой влагой) — Ав у = = 8%. Уровень несжимаемой или критической водонасыщенности, соответствующий суммарному значению этих водонасыщенностей, равен 29%. Остальная часть порового пространства занята фуникулярной водой — Ав. ф = 11% (Ав. ф — коэффициент водонасыщенности, соответствующий заполнению пор водой
Рис. 4. Песчаник. Начальная стадия регенерации, замещение глинистого цемента кварцевым (Мортымьинская площадь, верхняя юра, увел. X 3000)
в интервале двухфазного течения воды и нефти) и свободной капиллярной водой — Ав. кап = 60% (вода этих видов удаляется из породы). В полностью сформированном месторождении этот объем пор занят нефтью или газом (Ан — 71%).
Таким образом, при коэффициенте кп. о, равном 13,7%, эффективная емкость Ап. эф такого образца составляет 10,3%, а не 5—6%, Ан = 71%, а не 40% и Апр= 4,9мД, а не 1 мД.
Пример 2. Мелко- и среднезернистые кварцевые и полевошпато-кварце- вые алевролиты и, реже, песчаники, претерпевшие катагенетические превращения, верхний девон, Папшинское месторождение (глубина 1600 м). Породы отличаются конформной структурой, имеют развитый кварцевый цемент регенерации (рис. 2, 3).При открытой пористости 14% несжимаемая водонасыщенность образцов-коллекторов исследуемых отложений составляет не более 30%, нефтегазо- насыщенность — более 70%, а эффективная емкость —11%.
Например ’ (для сравнения), по меловым отложениям Среднего Приобья эффективную емкость порядка 12—13% имеют породы с открытой пористостью 20%.
Пример 3. Песчаник; верхняя юра; вогулкинская свита; Мортымьинская площадь; Шаимская группа месторождений (глубина 1600 м). Развиты начальная стадия регенерации, процессы замещения глинистого цемента и, по- видимому, сильно пелитизированных зерен полевых шпатов кварцевым цементом (рис. 4). В такой породе очень мало сорбированной воды — Ав. ад= 0,5 ч- 1%, воды микрокапилляров 8 ч- 10%, воды углов пор 7 ч- 8%, фуникулярной (интер- 38
вал двухфазного течения жидкостей в порах породы) 21 4- 25%; свободной капилярной 58 4- 61 %.
Таким образом, неснижаемая водонасыщенность такой породы равна 15,5 4- -4-18%, максимальная нефтенасыщенность 82 4-85% и эффективная пористость при открытой пористости 21—23% составляет 17,2—19,6%.
Пример 4. Песчаник, верхняя юра; вогулкинская свита; Трехозерная площадь; Шаимская группа; Лп. о=14%; Апр = 32 мД (глубина 1600 м). Породы характеризуются высоким" содержанием карбонатного цемента (~ 40%) базального типа пойкилитовой структуры.
Благодаря присутствию в породе такого цемента сильно снижаются поверхностная активность породы и ее водоудерживающие свойства: воды сорбирован^ ной 0,3%, воды микрокапилляров 12,7%, воды углов пор 8,5%, фуникулярной 8%, свободной капиллярной 70,5%.
В такой породе при коэффициенте открытой пористости 14% неснижаемая водонасыщенность составляет 21,5%, максимальная нефтенасыщенность 78,5% и эффективная емкость 11%.
Процессы катагенеза, затрагивающие также и глинистую компоненту породы, приводят к исчезновению в измененной породе таких разбухающих минералов, как монтмориллонит и смешаннослойные образования типа монтмориллонит — гидрослюда, и к образованию аутигенных гидрослюд, хлорита и каолинита. Такое преобразование обусловливает перераспределение доли крупных г > 300 А и тонких микрокапилляров (г < 300 А), снижение удельной поверхности породы, уменьшение емкости катионного обмена, снижение водоудерживающих свойств породы.
Совместный анализ результатов аспирационной термомассометрии и изотерм адсорбции и анализ минерального состава глинистого цемента в изученных породах показали, что в образцах в основном с каолинитовым цементом (и небольшой долей хлоритового) воды крупных микрокапилляров (300—1000 А) примерно в 2,6 раза больше, чем воды тонких микрокапилляров « 300 А). В образцах преимущественно с пленочным железисто-хлоритовым цементом и несущественной примесью каолинита объем воды крупных микрокапилляров уже в 2,2 раза меньше общего объема воды в породе. И наконец, в образцах с монтмориллонитовым цементом доля воды тонких микрокапйлляров по сравнению с крупными микрокапиллярами становится уже существеннее (в 3,6 раза больше).
В результате описанных процессов глубинного катагенеза граница коллектор — неколлектор (&np = 1 мД) смещается ддя исследуемых отложений в сторону более низких значений коэффициента открытой пористости. Так, для паший- ских отложений верхнего девона Пашнинского месторождения коэффициенту открытой пористости пород 14% соответствует коэффициент проницаемости 180 мД (а не 1 мД — обычный для пород, не претерпевших изменений подобного рода)#
Такое смещение границы коллектор — неколлектор обусловлено также процессами, приводящими к некоторым текстурным изменениям в горных породах (формирующим их анизотропные свойства) и вызывающими определенную ориентацию обломочных частиц. При этом частицы принимают на себя горное давление наибольшей по площади гранью: возникают параллельные слоистости, чистые благодаря процессам катагенеза каналы фильтрации, резко снижается проницаемость пласта перпендикулярно - напластованию и создаются благоприятные условия для фильтрации нефти или газа в скважину.
Таким образом, процессы катагенеза, по данным Э. К. Депплеса, А. В. Копе- лиовича, Г. Н. Перозио, Б. К. Прошлякова и других исследователей, обусловливающие закономерное уменьшение с глубиной открытой пористости горных пород, приводят к столь же закономерному увеличению доли эффективного объема пор в объеме открытых пор, т. е. к увеличению коэффициентов нефтегазонасы- щения. Благодаря этому эффективная емкость с глубиной уменьшается не так интенсивно, как открытая пористость.
Утверждение о резком ухудшении коллекторских свойств пород, в основном опирающееся на закономерности изменения с глубиной открытой пористости, явилось одним из основных моментов, сдерживающих развитие глубокого поискового бурения.
В США в последние годы установлено, что коллекторские и фильтрационные свойства как терригенных, так и карбонатных пород до глубины 6 км остаются достаточно высокими. Не снижается с глубиной и продуктивность скважин.
По данным Э. В. Чайковской и Е. А. Дьяконовой [7], терригенные коллекторы в Галф Косте на глубине 4—6 км характеризуются дебитами 0,4— 1,5 млн. м3/сут и более. Высокие дебиты газа — 48 млн. м3/сут получены на площади Гаджибай Крик и 22 млн. м8/сут на площади Джи Эм.
В Пермском нефтегазоносном бассейне США было открыто глубокое газовое месторождение Гомес (по поверхности докембрийского кристаллического фундамента и маркирующим горизонтам перекрывающих его кембро-ордовикских отложений). Кровля газовой залежи была вскрыта на глубине 6056,7 м [6].
В ряде провинций США (Арктический склон, бассейн Вентура, бассейны Ардмор и Анадарко) в центральной, северной и северо-восточной частях Оклахомы наиболее перспективными являются отложения на глубине свыше 4570 м. На месторождении Смаковер в Миссисипи получены промышленные притоки с глубины 6499 м 16]. В Венесуэле в районе Онадо скв. 0-52 дает нефть из песчаного горизонта «И» с глубины 5002 м (дебит 180 т/сут).
В США за 1972—1973 гг. было пробурено 913 глубоких скважин. Из них до гдубины 4572—6095 м — 812 скважин, до глубины 6096—9449 м — 101 скважина. Причем, по данным Э. В. Чайковской и Е. А. Дьяконовой [7], уснеш- ность глубокого разведочного бурения на нефть и газ примерно в 2 раза превышает успешность бурения по США в целом.
Изложенные выше данные свидетельствуют о том, что несмотря на большие затраты при бурении экономически выгодным и перспективным является освоение больших глубин Днепровско-Донецкой, Прикаспийской, Мургабской впадин и севера Западной Сибири.
В заключение можно сделать некоторые выводы.
Процессы глубинного катагенеза приводят к менее интенсивному снижению с глубиной эффективной емкости по сравнению с открытой пористостью.
При одинаковой открытой пористости горные породы, залегающие на больших глубинах, могут иметь значительно более высокую проницаемость по сравнению с породами, залегающими на меньших глубинах.
Граница коллектор — неколлектор для горных пород с глубиной будет благодаря процессам глубинного катагенеза закономерно сдвигаться в сторону более низких коэффициентов открытой пористости.
Такая закономерность — немаловажный фактор, свидетельствуюпщй о возможности существования нефтяных и газовых месторождений на больших глу- бинах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
S
Бакиров А. А., В а р е н ц о в М. И., Б а к и р о в Э. А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. М., «Недра», 1971. 541 с. с ил.
Д е п п л е с Э. К. Диагенез (катагенез) песчаников. — В кн.; Диагенез и катагенез осадочных образований. М., «Мир», 1971, с. 92—122 с ил.
Копелиович А. В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы. М., «Наука», 1965. 308 с. с ил.
П е р о а и о Г. Н. Катагенез и глубинный эпигенез в гранулярных коллекторах нефти Усть-Балыкского месторождения. — В кн.: Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири. М., «Наука», 1967, с. 206—219 с ил.
Прошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 232 с. с ил.
С е г а л ь В. А. Бурение глубоких скважин в США. Обзор зарубежной литературы. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1970. 78 с. с ил.•„
Чайковская Э. В., Дьяконова Е. А. Результативность бурения на большие глубины в США. — «Геология нефти и газа», 1971, № 7, с. 50—53 с ил.
УДК 552.54 : 553.98
Е. Г. ЖУРАВЛЕВ, Т. А. ЛАПИНСКАЯ
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯИ ИЗМЕНЕНИЯ С ГЛУБИНОЙ ГИПЕРГЕННЫХТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ФУНДАМЕНТЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ
По мере увеличения глубинности нефте- и газопоисковых работ в нашей стране буровые скважины все чаще не только проходят всю толщу платформенных осадочных образований, но и вскрывают подстилающие их метаморфические и магматические породы фундамента. В ряде районов Западной Сибири из вы- ветрелой части этих пород получены промышленные притоки нефти и газа, что позволяет рассматривать ее в качестве одного из перспективных продуктивных горизонтов [1].
Вместе с тем прогнозирование скоплений углеводородов в погребенной коре выветривания требует учета не только тех факторов, которые определяют успех этой работы при поисках залежи нефти и газа в осадочных породах, но и некоторых дополнительных (состав, структура, условия залегания коренных пород фундамента, тип и профиль их коры выветривания, степень сохранности различных горизонтов коры, интенсивность вторичных процессов, в том числе связанных с постепенным погружением фундамента). Это особенно важно в условиях Западной Сибири, где породы фундамента чрезвычайно разнообразны по химическому и минеральному составу, структуре и степени метаморфизма.
Авторами исследовались разрезы погребенной коры выветривания двух нефтегазоносных провинций СССР — Волго-Уральской (керновый материал по 653 скважинам) и Западно-Сибирской (по 396 скважинам). Далеко не во всех случаях небольшие размеры образцов керна позволили определить коллекторские свойства. При составлении таблицы использовано 848 измерений полной (Ап) и открытой (Ап. о) пористости и 70 определений проницаемости Апр. Для ряда типов коренных пород количество определений является достаточно представительным х.
Глубина залегания фундамента колеблется от 1500 до 3500 м на Западно- Сибирской плите и от 1500 до 4500 м в достигнутых глубокими скважинами участках Волго-Уральской провинции. Возраст коры выветриваниятакже различен. В соответствии с возрастом налегающих на фундамент осадочных образований он оценивается как доюрский в Западной Сибири и дорифейский, доэй- фельский, доживетский, дофранский в Волго-Уральской провинции. Мощность площадной остаточной коры выветривания значительно меняется, что связано с тектонической структурой и палеорельефом фундамента, а также с его последующей геологической историей, в частности с интенсивностью эрозии во время морских трансгрессий, сменявших периоды континентального развития.
По исследованным скважинам зафиксированы колебания мощности вы- ветрелых пород от долей метра в наиболее приподнятых частях структур до 30 (Волго-Уральская провинция) и даже 80 м (Западная Сибирь) на их крыльях и склонах. В наиболее полных разрезах коры выветривания выделяются следующие геохимические зоны (снизу — вверх): дезинтеграции (начальная стадия выветривания), выщелачивания (преобладают гидрослюды, гидрохлорит, смешаннослойные образования, монтмориллонит), гидролиза (преобладает каолинит).
Неизмененные и тектонически ненарушенные магматические и метаморфические породы практически непроницаемы. По данным электронно-микроскопических исследований, им присуща межзерновая пористость, связанная с наличием капиллярных каналов непостоянной длины и сечения; общая пористость их не превышает сотых долей процента. Однако жесткий фундамент платформенных территорий обычно значительно нарушен тектонически, о чем свидетельствует, в частности, вскрытие некоторыми скважинами линейно-трещинных кор выветри-
Подробные сведения о составе, возрасте, степени метаморфизма фундамента описываемых территорий и древней коре выветривания слагающих его пород имеются в специальных работах [1, 2, 3].
Коллекторские свойства коры выветривания Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций
Зоны коры выветривания
,Коренные породы
Гранитоиды, кислые зффузивы, биотитовые и высокоглиноземистые гнейсы, пелитовые и кварц-полевопшатовые сланцы
Амфиболовые гнейсы, кварцевые амфиболиты, кварцевые диориты, чарнокиты, хлорит- и амфибол- содержащие сланцы
Габбро-нориты, амфиболиты, диабазы, ультрабазиты, диориты, средние и основные зффузивы, зеленокаменные сланцы
Ад. %
Ап. о1 %
Апр> МД
Ап, %
Ап. о» °/°
Апр« «Д
Ап> %
Ап. о* %
Апр- мД
Гидролиза
13,03 (7)
11,53 (186)
<0,01 (8)
12,12 (8)
10,0 (63)
<0,01 (5)
8,2 (7)
5,01 (55)
<0,01 (9)
4,7—30,7
2,52-28,3
<0,01
4,9-26,5
1,01-22,3
'<0,01
3,3-14,5
0,87-12,21
<0,01
Выщелачивания
16,3 (11)
14,9 (143)
3,43 (17)
13,8 (9)
12,71 (48)
2,08 (11)
14,1 (9)
8,2 (36)
0,26 (5)
12,6-33,0
0,81—30,6
<0,01-10,0
9,2—23,3
0,25—20,1
<0,01-6,72
9,8-24,0
0,47—17,6
0,01-0,88
Дезинтеграции
9,05 (16)
6,29 (128)
1,41 (10)
9,41 (15)
5,03 (43)
0,05 (3)
8,1 (8)
3,86 (58)
0,23 (2)
5,4-17,0
0,20—16,7
<0,01-3,06
3,9-14,3
0,22-10,2
<0,01—0,14
5,8—12,0
0,11—10,17
0,02—0,44
Примечание, В числителе-»средние значения параметров и число определений (в скобках), в знаменателе—пределы изменения параметров,
вания. Помимо тектонической трещиноватости в результате континентального выветривания возникают дополнительные системы трещин, приводящие к механической дезинтеграции пород. Кроме того, пустотное пространство резко увеличивается за счет химического разложения минералов и выщелачивания ряда слагающих их компонентов. Все это приводит к постепенному.возрастапию полной и открытой пористости снизу — вверх по профилю выветривания. Преобладает при этом трещинная пористость, но вследствие полного выщелачивания некоторых зерен минералов образуется местами коллектор порово-трещинного типа.
Пористость и проницаемость различных зон коры выветривания в значительной степени зависит от минерального состава и структуры выветривающихся пород, поэтому в таблице они подразделены на три группы, близкие по кислотности, первичной структуре и продуктам выветривания.
В зоне дезинтеграции, судя по кривой плотности распределения открытой пористости (см. рисунок), породы различного состава характеризуются
Распределение п открытой пористости кп о юр выветривания фундамента Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций
низкими значениями пористости. Проницаемость, замеренная в отдельных образцах, обычно составляет менее 0,05 мД, поднимаясь иногда до нескольких миллидарси. Вместе с тем отмечено, что в коре выветривания крупнозернистых кварц- содержащих пород кислого состава — гранитоидов, биотитовых плагиогнейсов и гранито-гнейсов, даже в этой зоне открытая пористость может достигать 17%.
В расположенной выше по разрезу зоне выщелачивания в связи с заметным выносом оснований пористость возрастает, тогда как плотность пород понижается Породы данной зоны обладают наилучшими коллекторскими свойствами, особенно высокими в корах выветривания гранитоидов. Такими же высокими коллекторскими свойствами характеризуются и нижние горизонты зоны гидролиза в развитом на гранитоидах сокращенном каолинитовом профиле выветривания. Это связано с тем, что в зоне выщелачивания и нижних горизонтах зоны гидролиза сокращенного профиля еще сохраняются реликты минералов материнских пород, в особенности зерна кварца, которые создают каркас, препятствующий значительному уплотнению пород на глубине.. Средняя арифметическая величина открытой пористости пород зоны выщелачивания равна 13,40% (по 227 определениям). Для коры выветривания бескварцевых основных и ультраосновных пород характерно развитие глинистых минералов с набухающей кристаллической решеткой — монтмориллонита и смешаннослойных образований, в связи с чем коллекторские свойства их в 1,5—2 раза ниже, чем кварцсодержащих разностей.
График плотности распределения значений открытой пористости в зоне выщелачивания приближается к симметричному (см. рисунок) и, следовательно, отвечает нормальному распределению. Отчетливо выражено модальное значение, соответствующее интервалу 8—10% пористости. Коэффициент вариации имеет меньшую по сравнению с нижней зоной величину. Однако она остается все же большой, что указывает на резкое колебание значений открытой пористости.
Наряду с тем низкие значения проницаемости, варьирующие от сотых долей до 75—100 мД, свидетельствуют о том, что породы зоны выщелачивания также являются коллекторами в основном трещинного типа. Этот вывод подтверждается микроскопическими исследованиями. В шлифах пород часто наблюдаются многочисленные трещинки шириной в несколько десятых долей миллиметра, заполненные битумом.
В верхней зоне профиля выветривания происходит гидролиз силикатов, сопровождающийся интенсивным выносом щелочных, щелочноземельных элементов и кремнезема. Породы представлены в основном гидрослюдами и каолинитом с преобладанием последнего. Реликтовые минералы материнских пород в верхней части зоны почти полностью исчезают; в отдельных случаях присутствуют лишь мелкие корродированные зерна кварца. Поэтому глинистые участки коры выветривания заметно уплотняются под давлением вышележащих осадочных толщ. Это обусловливает уменьшение пористости, проницаемости и наблюдаемое в отдельных случаях увеличение объемной массы пород. Средняя арифметическая величина открытой пористости для зоны гидролиза по 304 определениям равна 10,03%. Но на графике плотности распределения значений пористости для рассматриваемой зоны видно, что около 40% общего числа определений попадает в интервал 2—4%. Более высокие значения открытой пористости отвечают нижним горизонтам рассматриваемой зоны. Верхние, нацело глинистые горизонты, являются малопроницаемыми и не могут быть коллекторами нефти и газа. Именно на этих, существенно глинистых горизонтах в наибольшей степени сказывается глубина залегания. При погружении фундамента они ведут себя аналогично существенно глинистый осадочным породам. Следует учесть, что в верхней части погребенной коры выветривания иногда наблюдаются зоны повышенной плотности с обильными выделениями сидерита и пирита, обусловленными инфильтрацией из вод бассейнов, трансгрессивно перекрывавших континентальные образования. Естественно, что открытая пористость таких пород ничтожна. (
В зонах выщелачивания и дезинтеграции даже в условиях значительного погружения пустотное пространство сохраняется, особенно в крупнозернистых кварцсодержащих породах, поскольку в них имеется жесткий каркас первичных породообразующих минералов, препятствующих сжатию. Так, даже в районах глубокого залегания фундамента Волго-Уральской провинции в коре выветривания биотитового плагиогнейса (скв. 6 Никольской площади, глубина 3133— 3137 м) отмечалась открытая пористость порядка 9—12%.
Таким образом, необходимо учитывать и возможность сохранности коллекторских свойств в трещиноватых коллекторах погребенных кор выветривания различных пород фундамента нефтегазоносных территорий.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Журавлев Е. Г., Л а п и н с к а я Т. А., Рябухин Г. Е. О перспективах нефтегазоносности погребенных кор выветривания фундамента в некоторых районах СССР. — «Геология нефти и газа», 1973, № 4, с. 20—24 с ил.
Куликов П. К. Фундамент Западно—Сибирской плиты в Шаимско-Красноленин- ском нефтеносном районе. — «Советская геология», 1968, JS6 6, с. 76—78 с ил.
Лапинская Т. А., Ж у р а в л е в Е. Г. Погребенная кора выветривания фундамента Волго-Уральской газонефтеносной провинции и ее геологическое значение. М., «Недра», 1967. 170 с. с ил.
Перспективы поисков и разведки нефтяных и газовых залежей в корах выветривания фундамента Западно-Сибирской плиты. М., из^. ВНИИОЭНГ, 1973. 74 с. с ил. Авт.: Е. Г. Журавлев, Т. А. Лапинская, Е. Л. Курбала, Ю. Б. Файн.
УДК 552.1 : 53 (477.83.86)
Р. С. КОПЫСТЯНСКИЙ
ИЗМЕНЕНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД С ГЛУБИНОЙИ ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД
Проблему коллекторов нефти и газа на больших глубинах нельзя разрешать без изучения трещиноватости горных пород, роль которой в процессе миграции и аккумуляции углеводородов уже не вызывает сомнений. Оценка роли трещиноватости пород должна основываться на комплексных исследованиях, включающих изучение трещин на поверхности и глубине, экспериментальные работы и анализ геологического материала отдельных районов. Такой подход к проблеме был применен при изучении влияния трещиноватости на коллекторские свойства пород Карпатского региона. Выводы, полученные в результате многолетних исследований, базировались: 1) на изучении трещиноватости пород в обнажениях, карьерах и на глубине — в нефтяной, озокеритовых, соляных шахтах и деривационном туннеле Карпат; 2) на макро- и микроскопическом исследовании трещиноватости кернов пород скважин, в том числе и сверхглубоких (до 7022 м); 3) экспериментальных работах по смыкаемости щелей, проводимых на специально созданных установках типа «бомбовая», (Б) и «горное давление» (ГД); 4) на анализе геологического строения месторождений, данных бурения скважин, промыслово-геологических исследований и разработки залежей.
В процессе полевых работ основное внимание уделялось изучению природы различных систем трещиноватости горных пород, которая отразилась на морфологии этих систем и на характере их развития. Исследования показали, что интенсивно развитая в породах общая трещиноватость, представленная системами, перпендикулярными к напластованию и параллельными ему, является, как правило, неэффективной на глубине вследствие скрытого характера самих трещин. Зависимость этих трещин от литологического состава пород, их мощности, отсутствие связи трещин со структурно-тектоническими особенностями региона позволяют относить их к литогенетическим трещинам. Общие трещины образовались вследствие напряжений и изменения объема пород при диагенезе и катагенезе. Данные наблюдений показали, что при общей неэффективности литогенетических трещин на глубине может, однако, произойти их раскрытие в местах интенсивных деформаций, которые часто приурочены к присводовым участкам складок и местам резких перегибов пластов, приразрывным зонам, участкам сдвиговых смещений внутри пласта, контактам пород различного литологического состава, т. е. неодинаковых механических свойств.
Спорадически развитые трещины, представленные системами кливажа и пластовых сколов, являются раскрытыми не только в зоне гипергенеза, но и на глубине, что относится прежде всего к трещинам наиболее молодым, связанным с последней фазой складчатости. Они развиты в породах различного возраста и образуют как единичные трещины, так и их системы, охватывающие отдельные пласты или их участки.
Значение пор и трещин в образовании коллекторов не следует противопоставлять друг другу. Ведь процесс фильтрации в каждом конкретном случае проходит по путям наименьшего сопротивления, которыми могут оказаться как трещины, так и поры. В данном случае решающим является соотношение их проницаемости. При межзерновой проницаемости менее 0,1 или 0,01 мД, которая по данным лабораторных определений характерна для 90% и более образцов коллекторов карпатского флиша, проницаемость трещин, выражаемая единицами или десятками миллидарси, будет определяющей для пласта в целом.
Эффективный же объем пор и трещин (каверн) в каждом случае суммируется. Так как эффективный объем пористых коллекторов определяется с точностью до 1 %, объем трещин и каверн должен учитываться прй достижении за счет них эффективного объема более 1 %.
В ряде нефтегазоносных провинций, в том числе и в Карпатской, наблюдается увеличение с глубиной положительной роли трещин в образовании коллекторов, что сопровождаемся уменьшением их межзерновой пористости и проницаемости., И если уменьшение параметров пористых коллекторов связано с возрастанием
плотности сжимаемых пород е глубиной, увеличение эффективности зияющих трещин по мере увеличения глубины требует объяснения.
Образование трещин в породах земной коры зависит от соотношений величины прочности пород в конкретной обстановке и сил, возникающих вследствие геологических процессов. И если величина прочности пород не испытывает резких колебаний, напряженное состояние пород меняется в пространстве и на протяжении геологического времени более интенсивно, в результате чего трещиноватость пород характеризуется значительной неоднородностью распространения в пределах геологических объектов различного масштаба. Так как образование и эффективность трещин на глубине зависят от тектонических напряжений, следует рассмотреть характер последних и их изменчивость в породах земной коры.
По результатам специальных исследований, проведенных в различных регионах [51, в земной коре можно выделить два типа полей напряженного состояния. Один тип соответствует геостатическому, где вертикальная составляющая напряжений Рв определяется произведением удельного веса вышележащих пород у на их мощность п: Рв = уп; сжатие в горизонтальном направлении Рг выражается формулой Рг = уп, X, где X — коэффициент бокового распора, равный ц/(1 — р) (ц — коэффициент Пуассона, близкий к 0,3). Величина X колеблется в пределах 0,3—0,6, следовательно, горизонтальная составляющая достигает 0,3—0,6 вертикальной.
Другой тип поля напряженного состояния — гео динамический; оно характеризуется резко повышенными значениями вертикальных и горизонтальных составляющих напряжений, возрастающих с глубиной. При этом нередко наблюдается увеличение неоднородности и анизотропии этих составляющих как по площади, так и по глубине. Поэтому при исследовании коллекторов, связанных с пористостью и трещиноватостью пород, следует учитывать сложность напряженного состояния, действующего на скелет пород. В условиях неравномерного всестороннего сжатия при трех-четырехкратной разнице напряжений может наблюдаться эффект растяжения пород, сопровождаемый увеличением их проницаемости [6], а при пластической деформации — процесс пластического разрыхления за счет образования микротрещин [8]. Подобное явление может произойти и вследствие раздвига, т. е. смещения пород по неровной поверхности разрыва. При этом, как отмечалось в [3], раскрытая трещина опирается на площадные контакты, которые в отличие от точечных контактов пористой среды лучше противостоят сжимающим усилиям, присущим глубинам недр. Тогда суммарная площадь контактов может быть соизмеримой с площадью зияющих щелей или превышать ее, что будет содействовать устойчивости щелей на глубине.
Экспериментальные работы, проведенные с целью выяснения возможности наличия зияющих трещин в породах различного литологического состава, показывают, что в песчаниках и алевролитах мел-палеогенового флиша Карпат и палеозоя Волыно-Подольской плиты зияющие трещины должны сохраняться до глубины более 16 км, в то время как в аргиллитах они смыкаются на глубине 10—12 км (это при отсутствии противодавления внутри щелей). Известняки и мергели занимают промежуточное место, в них смыкаемость щелей при сжатии, отвечающем глубине 16 км, составляет почти 50% первоначальной. С учетом давления флюидов, заполняющих трещины, глубина распространения зияющих трещин в земной коре должна превышать эти величины.
В данном случае необходимо принимать во внимание появление по мере увеличения глубин аномально высокого пластового давления (АВПД). Установленное в ряде нефтегазоносных провинций [1] АВПД наблюдается и в Карпатском регионе; если в складках первого структурного этажа Внутренней зоны Предкарпатского передового прогиба пластовое давление составляет 1,1—1,2 гидростатического, в нижнем, втором этаже оно достигает в среднем 1,4 гидростатического, то в третьем этаже оно увеличивается до ~1,6 -4-1,7 гидростатического. Примером могут служить и данные скв. 1 — Шевченково, где давление в призабойном интервале на глубине 7000 м достигает 1,7 гидростатического (при температуре 170 °C) и скв. 1 — Луги, в которой на глубине порядка 6000 м оно равняется приблизительно 1,6 гидростатического (при температуре 140° С) Ч АВПД не только препятствует смыканию трещин, но и, приближаясь к крити-
В скв. Бэрта Роджерс (США, штат Оклахома) рпл на глубине 9432,3 м равно 1547 кгс/см*, т. е. составляет 1,64 гидростатического.
46
ческому, может вызвать естественный гидроразрыв пластов. Следами такого разрыва в геологическом прошлом являются клиновидные и пластовидные жилы озокерита (выпавшего из мигрировавшей нефти), ответвляющиеся от секущих разрывов, уходящих своими корнями в глубину. Характерно отметить при этом пульсационный характер миграции нефти по разрывам и трещинам, о чем свидетельствует наличие в жилах озокерита полос различной консистенции. В связи с пульсационным характером миграции углеводородов по трещинам должно также колебаться и давление мигрирующих углеводородов. В момент образования или раскрытия трещины под влиянием тектонических напряжений давление мигрирующих флюидов на данном участке должно в силу увеличения объема системы понижаться, затем по мере заполнения этого объема повышаться. Падение давления вызывает выделение газов и уменьшение температуры. Колебание температуры влияет, в свою очередь, на изменение концентрации газов, что может вызвать различный характер химических реакций и различную дифференциацию углеводородов по разрезу. Попутно отметим, что данные по карпатским месторождениям свидетельствуют об изменчивости физических свойств углеводородов и в пределах отдельных пластов, что следует объяснить пульсационным характером миграции углеводородов вдоль различных систем пластовых трещин.
Увеличение эффективной трещиноватости пород на глубине наблюдается и в аргиллитах. Примером являются не только керны пробуренных скважин; зияющие трещины с нефтью наблюдались в аргиллитах стрыйской серии (верхний мел) в нефтяной шахте Борислава, где количество нефти достигало 3,6% объема породы. В связи с этим уместно напомнить об аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири, благодаря трещиноватости которых дебит нефти достигал 800 м3/сут [2}. Благодаря наличию зияющих трещин на глубине нефть встречена в аргиллитах миоцена в бассейнах Санта-Мария и Сан-Джоукин, перми в Техасе (формация Спраберри) и других регионах США [9]. Возрастание интенсивности трещиноватости карбонатных пород с глубиной часто происходит вследствие процессов выщелачивания, более интенсивных в условиях повышенных температур и давлений глубокозалегающих пород [4, 7]. Поэтому следует ожидать увеличения с глубиной роли трещинно-кавернозных коллекторов, связанных с карбонатными отложениями.
Учитывая выявленные в Карпатском регионе закономерности развития трещиноватости горных пород, а также данные по другим нефтегазоносным провинциям, в качестве первоочередного объекта поисков трещинных и трещинно-кавернозных коллекторов следует считать: 1) зоны, расположенные вблизи разрывов (разломов), испытавших растяжение и сдвиговые деформации; 2) деформированные участки, представленные мелкоритмичным чередованием иластов различного литологического состава; 3) места разветвлений, связанные с окончанием разрывов (разломов) и их искривдением; 4) участки с максимальным девиатором напряжений (вблизи конседиментационных разломов и их разновидностей) при знакопеременном смещении прилегающих блоков пород; 5) места перерывов в осадконакоплении, размывов и зон древнего выветривания.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
А н и к и е в К. А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. Л., «Недра», 1971. 167 с. с ил.
Г у р а р и Ф. Г., Г у р а р и И. Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири. — «Геология нефти и газа», 1974, № 5, с. 36—40 с ил.
Копыстянокий Р. С. О характере раскрытия трещиноватости горных пород на глубине. — В кн.: Происхождение нефти и газа и формирование их промышленных залежей. Киев, «Паукова думка», 1971, с. 149—163 с ил,
Минский Н. А., Кал инк о М. К. Коллекторские свойства пород в связи с границей устойчивости кальцита. — «Докл. АН СССР, 1967, т. 173, № 5, с. 1181—1184 с ил.
Напряженное состояние земной коры (по измерениям в массивах горных пород). м., «Наука», 1973. 185 с. с ил.
Павлова Н. Н., Кузьменкова Г. Е. Влияние неравномерного объемнонапряженного состояния на коллекторские свойства пористых песчано-алевритовых и карбонатных пород. — В кн.: Физические свойства горных пород при высоких термодинамических параметрах. Киев, «Наукова думка», 1971, с. 229—231 с ил.
Прошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 232 с. с ил.
Ставрогин А. Н. Исследование предельных состояний деформации горных, пород. —«Физика Земли», 1969, № 12, с. 3—17 с ил.
X ю б б е р т М. К.,Виллис Д. Г. Важные трещиноватые коллекторы США. — В кн.: Геология нефтяных и газовых месторождений. М., Гостоптехиздат, 1956, с. 68—95 с ил.
УДК 552.5 : 551.762 (571.12)
Т. Т. КЛУБОВ А, Л. П. КЛИМУШИНА
ОСОБЕННОСТИ ПОСТСЕДИМЕНТАЦИОННОЙ ИСТОРИИ ГЛИНБАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ,
ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ИХ КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА
Исследование постседиментационных преобразований верхневолжских битуминозных глин баженовской свиты представляет большой интерес прежде всего потому, что эти глины являются хорошо выдержанной региональной покрышкой залежей нефти и газа в отложениях юры (Н. Н. Ростовцев и др., 1967 г., Т. Т. Клубова, О. К. Макаров [2]). Они рассматриваются также в качестве основной нефтегазопродуцирующей толщи Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна [3]. На ряде месторождений (Салымское, Малобалыкское, Прав- динское и др.) глины являются коллекторами нефти.
Баженовские глины представлены тонкоотмученными разностями с незна- - чительным содержанием терригенных компонентов (изменяющимся от 1 % в центре низменности до 4—8% в окраинных ее частях) преимущественно крупнопелитового размера. Породообразующие минералы — гидрослюда и каолинит, содержание которого в отдельных образцах в 6—10 раз меньше, чем гидрослюды. В виде незначительной примеси отмечены монтмориллонит и смешаннослойные минералы типа гидрослюда — монтмориллонит. Важной составной частью глинистой фракции является хлорит, количество которого увеличивается от подошвы свиты к ее кровле, и свободная кремниевая кислота, увеличивающая способность этих глин к трещинообразованию.
Породы баженовской свиты переполнены органическим веществом второго типа [1], которое, располагаясь в глинах слойками, образует параллельно-слоистые, петельчатые, неправильно-слоистые, ориентированные .(линзовидные) и беспорядочные мезоструктуры. Глинистые породы, текстурированные совместно с органическим веществом второго типа, обладают повышенной прочностью в направлении, перпендикулярном к напластованию пород. В этом же направлении они способны выдерживать большие давления, чем в направлении, нарал- лельном напластованию. Для примера приведем данные по прочностным характеристикам образцов глин тутлеймско-баженовской свиты из скв. 32 месторождения Салым, полученные в условиях неравномерного объемно-напряженного состояния путем вдавливания штампа (см. таблицу). Определения выполнены по методике [4]. При оценке сравнительной деформируемости и прочности пород использовались такие характеристики, как твердость Рш— прочность при вдавливании, предел текучести Ро, определяющий условия нарушения упругой устойчивости, коэффициент пластичности К — показатель способности Пород сопротивляться росту напряжений, приводящих к разрушению, и модуль упругости по штампу Е, величина которого при совместной деформации разных по составам пород характеризует, в каких' из них должны раньше возникнуть остаточные явления.
В первых трех образцах (см. таблицу) измерения проведены в направлении, перпендикулярном к напластованию, в четвертом — параллельно напластованию.
Механические свойства глинистых пород, текстурированных с органическим веществом второго типа
Номер образца
Интервал глубин, м
рш’
кгс/мм®
Ро, кгс/мм2
к
Е- 10-в, кгс/см2
1а
2764,04—2770,32
52
35
2,3
0,6
2
2740,37—2749,42
55
33
2,0
0,88
3
2749,42-2764,04
38
30
1,6
0,57
6
2775,31—2779,97
1
24
1
0,65
Изучение микротекстурных особенностей пород баженовской свиты с помощью специальной рентгеновской съемки [5] показало, что для них характерны аксиальные микротекстуры (почти идеальная у гидрослюды и с небольшим углом разброса у каолинита).
Проанализируем особенности постседиментационной истории существования баженовских глин. В начальный этап диагенетического преобразования осадков, из которых возникнут затем глинистые породы баженовской свиты, произошло некоторое изменение первичных текстур, выразившееся в изменении взаимной ориентации кристаллов глинистых минералов относительно друг друга и относительно неглинистой составляющей осадка. Под давлением вышележащих. отложений начинают формироваться ориентированные мезотекстуры различных типов и аксиальные микротекстуры. Последовательно уменьшается количество пропитывающей осадки воды, вследствие чего унаследованное от седиментогенеза обогащение поровых вод преимущественно биогенной кремниевой кислотой постепенно достигает стадии насыщения раствора, и кремниевая кислота выпадает в осадок, вызывая окремнение глин.
Диагенетическое окремнение баженовских глин препятствовал о шх энергичному уплотнению при погружении и способствовало сохранению достаточной пластичности и влажности, приведших к возникновению аномально высоких пластовых давлений. '
Для катагенетического этапа существования баженовских глин характерно продолжение начатой в диагенезе перестройки текстур, причем основная роль здесь принадлежит микротекстурным особенностям пород.
Основными глинистыми минералами баженовских глин, как указывалось выше, являются диоктаэдрические гидрослюды и каолинит. Основу микротекстур глин составляют монокристаллы гидрослюды и каолинита сгруппированные, как правило, в микроблоки (с единой ориентировкой монокристаллов) и реже в микроагрегаты (с беспорядочной ориентировкой монокристаллов).
Монокристаллы каолинита состоят из одного тетраэдрического и одного октаэдрического листа, в результате чего их базальные поверхности обладают стремлением к образованию водородной связи между силикатными слоями (О— ОН), расположенными на близком расстоянии друг от друга. Это расстояние не зависит от обменных иОнов, так как каолиниту свойственно постоянство в составе силикатного слоя. Величина водородной связи оказывается достаточной и для того, чтобы препятствовать гидратации внутренних поверхностей структурных пакетов. В результате создаются благоприятные условия для образования крупных микроблоков, соединенных по базисным плоскостям.
Монокристаллы гидрослюд представлены двумя тетраэдрическими листами и одним октаэдрическим, заключенным между ними. Так как базальные плоскости гидрослюд имеют одинаковый заряд, их связь при образовании микроблоков и микроагрегатов осуществляется посредством калия. Точное соответствие размеров ионов калия и тетраэдрических пустот делает связь между силикатными слоями гидрослюд очень прочной, что, в свою очередь, способствует образованию крупных микроблоков и микроагрегатов, создающих аксиальные текстуры высокой степени упорядоченности.
' Выщелачивание калия кислыми водами приводит к деградации гидрослюд и уменьшению размеров их микроблоков и микроагрегатов. Текстуры теряют идеальную ориентацию, появляются участки, беспорядочно ориентированные, а микротекстура приобретает мозаичный характер с агрегатным погасанием.
Сочленение крупных микроблоков гидрослюд и каолинита способствовало созданию в баженовских глинах ослабленных зон. Разъединение их в процессе катагенеза и под влиянием мигрировавших нефти и газа обусловило формирование фильтрационных свойств этих пород.
Роль органического вещества в формировании микротекстур ограничивается унаследованными от седиментогенеза участками, где расположены глинистые минералы, сорбировавшие органическое вещество. Зоны их сочленения с глинистыми минералами без органического вещества еще более ослаблены, чем зоны контакта разных по типу текстур.
Необходимо отметить, что замеренные величины проницаемости этих пород по керну значительно ниже действительных, обеспечивающих дебиты до
350 м3/сут (при открытом фонтанировании). Причйна этого заключается в том, что проницаемость пород зависит не от размера и количества пор, а от числа и протяженности зон сочленения различно текстурированных участков, которые разъединяются мигрирующими нефтью и газом в процессе разработки и закрываются при изменении давления в результате подъема керна.
На рис. 1 и 2 приведены растровые электронные микрофотографии ненарушенных сколов этих глин, на которых отчетливо видны различия текстур по напластованию и перпендикулярно к нему. Хорошо заметны крупные каналы, образованные в результате разъединения участков различно текстурированных глин. Именно эти участки оказываются наиболее уязвимыми при нахождении
Рис. 1. Микрофотография ненарушенных Рис. 2. Микрофотография органического веще- сколов баженовских глин по напластова- ства второго типа, текстурированного с гли-
нию (увел. X 3600)нистыми минералами, по напластованию
(увел. X 1200)
пород в тектонически активных эонах и могут приводить к дроблению этих пород и превращению их в коллекторы.
Таким образом, наличие в баженовских глинах текстур указанных типов и связанное с ними изменение прочностных и фильтрационных характеристик, являющееся следствием особенностей их постседиментационной истории, позволяет объяснить возможность пород быть одновременно и покрышкой и коллектором.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Клубова Т. Т. Механизм взаимодействия глинистых минералов и органического вещества в осадочных породах. — В кн.: Органическое вещество современных и ископаемых осадков. М., «Наука», 1971, с. 204—217 с ил.
Клубова Т. Т„ Макаров О. К. Глинистые минералы пород-покрышек газовых месторождений северо-запада Западной-Сибирской низменности. — «Вюлл. МОИП, отд. геол.», 1968, т. 43, № 4. 141 с.
Наливкин В. Д. Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа. Л., «Недра», 1967. 294 с. с ил.
Павлова Н. Н. Трещиноватость и разрушение горных пород. М., «Недра», 1970. 89 с. с ил.
Райтбурд Ц. М., Царева А. М., Пономарев В. В. Методика изучения текстуры глинистых пород. —В кн.: Современные методы изучения физико-химических свойств горных пород. М., изд. ВСЕГИНГЕО, 1968, с. 82—97 с ил.
УДК 553.98.061.4 (574.1)
И. А. ПИНЧУК, Л. И. ГМИД, Г. В. ЛЕБЕДЕВА,
Н. М. КРУГЛИКОВ
ЕМКОСТНЫЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СВЕРХГЛУБОКОЙ БИИКЖАЛЬСКОЙ СКВ. СГ-2
Подсолевые отложения Биикжальской скважины вскрыты в интервале 4765—6028 м и представлены песчано-алевритовыми (36%), глинистыми (41%), глинисто-карбонатными (10%) и карбонатными (4%) породами.
Нами было изучено 100 образцов керна, соответствующих 26 интервалам. Вынос керна по отдельным интервалам составлял 3—99%. Для получения детальной литологической характеристики разреза и его расчленения на пачки был исследован шлам.
Качественное и количественное изучение емкостных и фильтрационных свойств, вторичных минеральных новообразований проводилось в больших ориентированных шлифах под микроскопом с подсчетом в них параметров пористости, трещинной проницаемости и объемной плотности трещин. Особое внимание было обращено на изучение структурно-генетических особенностей порового пространства и путей фильтрации.
В Лаборатории физики пласта были получены данные по плотности, открытой пористости, газопроницаемости. Проводились детальные люминесцентно- битуминологические исследования (Т. Э. Баранова) и изучение рассеянного органического вещества (Г. М. Парпарова).
Из анализа фактического материала следует, что песчано-алевритовые породы, а также гравелиты и конгломераты разреза характеризуются полимиктовым составом: кварца в них в среднем 20%, полевых пшатов 35%, обломков кремнистых, глинисто-кремнисто-битуминозных, эффузивных пород (кислого и среднего ряда) 40%, слюды и хлорита 5%. Обломочный материал слабо отсортирован, плохо окатан и составляет 70—90%; содержание цемента — 10 4-30% Наиболее распространен карбонатный (кальцитовый) цемент порового и базального типов. Реже встречается хлоритовый цемент порового типа и кварцевый регенерационного типа. Контакты между зернами терригенного материала свободные, точечные, реже выпукло-вогнутые. В нижнепермских (артинских) гравелитах и конгломератах встречены и стилолитовые контакты. Показатель измененности песчано-алевритовых пород, определенный по типам контактов, составляет 12—14.
Глинистые породы представлены гидрослюдисто-хлоритовой ассоциацией с существенной примесью смешаннослойных минералов монтмориллонит-гидро- слюдистого состава, которые в средней части разреза (5050—5450 м) являются преобладающими.
Литолого-фациальные особенности рассматриваемых отложений позволяют отнести их к прибрежно-мелководным морским образованиям, чередующимся с более глубоководными отложениями.
Микроскопические исследования показывают, что подсолевые отложения Биикжальской скважины испытали постсёдиментационные преобразования: уплотнение, перекристаллизацию первичного тонкозернистого кальцитового цемента, образование кварцевого регенерационного цемента, хлоритизацию первичного глинистого цементирующего вещества, карбонатизацию калиевых полевых шпатов, плагиоклазов и обломков эффузивных пород, которые способствовали образованию вторичного карбонатного цемента, а также растрескивание и выщелачивание.
Процессы, сопровождавшиеся образованием аутигенных минералов в стадию диагенеза и катагенеза, отрицательно сказались на формировании емкостных и фильтрационных свойств рассматриваемых пород. Развитая в них трещиноватость и выщелачивание, наоборот, оказывали благоприятное влияние на пористость и проницаемость.
Емкостью песчано-алевритовых пород служат первичные и вторичные поры. К первичным относятся поры седиментационного происхождения, к вторичным — поры диагенетической перекристаллизации и выщелачивания. Размер пор колеблется от 0,003 до 0,5 мм.
Открытая (межзерновая) пористость песчайо-алевритовых пород составляет 3—14%; пористость, определенная по шлифам, колеблется от 2 до 8%. Межзерновая проницаемость не превышает 0,32 мД, трещинная проницаемость составляет 1,2—22 мД. Основными путями фильтрации углеводородов к забоям скважины служат микротрещины, ширина которых изменяется от 5 до 20 мкм. Ориентировка микротрещин различная. Выделяются короткие, хаотически расположенные трещины, связывающие между собой отдельные вторичные поры выщелачивания, и более протяженные, проходящие через весь шлиф (толщу пород), располагающиеся параллельно, перпендикулярно или под углом к напластованию, к которым бывают приурочены редкие вторичные поры выщелачивания.
Открытая пористость глинистых пород колеблется от 8 до 17%, вторичная пористость по шлифам — от 0,5 до1,5%, трещинная проницаемость — от 1 до 25 мД; газопроницаемость < 0,01 мД. В ряде случаев на стенках трещин и пор отмечаются примазки легкого битума, который под люминесцентной лампой дает голубовато-белое свечение. Следы миграции легкого битума были установлены также люминесцентно-битуминологическими исследованиями (Т. Э. Баранова).
Открытые микротрещины были встречены почти во всех литологических разностях пород, трещины, выполненные минеральным веществом, — лишь в карбонатных породах. Удалось установить, что породы различного литологического состава характеризуются неодинаковыми значениями трещиноватости, пористости и плотности.
С глубиной отмечаются следующие закономерности: плотность пород увеличивается, открытая пористость уменьшается, трещинная проницаемость имеет тенденцию к увеличению, в связи с чем чаще встречаются вторичные поры выще- дачивания, развитые в открытых трещинах; раскрытие трещин уменьшается. Исключение составляет пачка песчано-алевритовых пород с повышенным содержанием политизированных плагиоклазов, залегающая в интервале 5712—5742 м, для которой характерны наиболее повышенные значения открытой пористости (12—14%), наименьшая плотность (2,34 г/см3), заметная трещинная (6 мД) и незначительная межзерновая «ДКО! мД) проницаемость.
Данные по коллекторским свойствам песчано-алевритовых пород, для которых открытая пористость колеблется от 3 до 14%, пористость, определенная по шлифам, составляет 2—8%, межзерновая проницаемость не превышает 0,32 мД, а трещинная проницаемость заметно превышает межзерновую и варьирует от 1,2 до 22 мД, позволяют отнести рассматриваемые породы к трещинно-поровому типу коллектора.
Результаты изучения вещественного состава обломочных пород подсолевых отложений, их плотности, пористости, трещиноватости, типов контактов между зернами терригенного материала свидетельствуют о том, что песчано-алевритовые породы в своем развитии претерпели переходную стадию от начального катагенеза к позднему, несмотря на большое погружение.
Незначительным цостседиментационным изменениям подверглись и глинистые породы, что доказывается их слабым уплотнением (2,30—2,35 г/см3) и сравнительно высокой открытой пористостью (12—17%). Аналогичные по возрасту отложения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, залегающие на глубине 3—4 км, имеют открытую пористость, равную 1—8%. Так же слабо изменен и минеральный состав глинистых пород. Доля набухающих пакетов в смешаннослойных монтмориллонит-гидрослюдистых минералах достигает 40— 50% и более, тогда как обычно она не превышает 20—30% уже на глубине 3 км. Сходные выводы получены и Г. М. Парпаровой, определившей, что степень метаморфизма углей и обугленных растительных остатков не превышает жирной стадии.
Относительно слабые катагенетические изменения песчано-алевритовых и глинистых пород подсолевых отложений рассматриваемого разреза, вероятно, можно объяснить: 1) быстрым погружением участка Прикаспийской впадины, на котором расположена Биикжальская сверхглубокая скважина; 2) слабой проницаемостью залегающей выше галогенной толщи, затрудняющей отжатие воды из нижележащих глинистых пород; 3) предполагаемым высоким пернич- ным содержанием монтмориллонита в существенно глинистых пачках подсолевого разреза; 4) низким геотермическим градиентом.
Таким образом, в рассматриваемом разрезе можно выделить породы-коллекторы трещинно-порового типа и надежные глинистые породы-покрышки, обладающие аномально высокими для столь больших глубин погружения экранирующими свойствами, которые могут обеспечить формирование и сохранение залежей нефти и газа в благоприятных геологических условиях.
УДК 552.5 (479.22)
Ш. К. КИТОВ А НИ, И. А. СПАРСИАШВИЛИ,
К. И. КАЛИЧАВА, Л. А. ЧИХЛАДЗЕ
ИЗМЕНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОДПРИТБИЛИССКОГО РАЙОНА С ГЛУБИНОЙ
Комплекс осадков, обнаженный на поверхности и вскрытый глубокими скважинами в Притбилисском районе, представлен терригенно-вулканогенно-карбо- натными породами от верхнемелового до олигоцен-нижнемиоценового возраста. Этот комплекс осадков слагает интенсивно погружающиеся в восточном направлении гемиантиклинали (Армазскую, Лисскую, Таборскую и Телетскую) восточного окончания-Аджаро-Триалетской складчатой системы. В связи с этим глубина залегания указанных комплексов осадков в различных частях структуры колеблется в весьма широких пределах (от поверхности около 1000 м от уровня моря до глубины 4500 м).
Отложения майкопской серии, вскрытые скважинами на различной глубине (от поверхности до глубины 1500—2000 м), литологически представлены глинистой толщей мощностью более 2000 м с прослоями мелкозернистых, полимиктовых песчаников и алевролитов в средней части разреза.
Верхнеэоценовые отложения выражены глинисто-алевритовой толщей мощностью до 1000 м с прослоями мелко- и среднезернистых песчаников, тонких и плотных мергелей. Песчаники в основном грауваккового состава с хлоритовоглинистым, реже известковистым цементом. Мощность отдельных прослоев песчаников колеблется от 0,2 до 2—3 м. Эти отложения в западной части района (в пределах города) выходят на поверхность, тогда как в восточной части района (на Вазиани — Самгори) они погружены до глубины 2200—2600 м.
Среднеэоценовые отложения представлены вулканогенно-терригенными породами, состоящими из различных туфов, туффитов, реже туфобрекчий С прослоями плотных пелитолитов и мергелей. Туфы (и вообще вулканогенный материал) по составу являются производными авгито-роговообманковых и андезинолабрадоровых порфиритов. Мощность отдельных крупнозернистых агломератных разностей туфов достигает 15—20 м. Общая мощность среднеэоценовых отложений колеблется от 150—200 м в южной части (Руставская площадь) до 650—700 м в центральной части (площади Лиси, Табори, Самгори) района. В юго-западной части в сводах Телетской и Таборской антиклиналей образования среднего эоцена выходят на поверхности, тогда как в восточной части района (Вазиани — Самгори) они вскрываются скважинами на глубине 1500—3200 м.
Нижний эоцен и палеоцен представлен осадочными субфлишевыми отложениями мощностью 2500—3000 м. Верхняя — нижнеэоценовая часть разреза — сложена плотными, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами, пелитолитами и мергелями. Пелитолиты в виде плотных аргиллитов значительно преобладают в разрезе над другими компонентами. Песчаники и алевролиты, в той или иной степени известковистые, преимущественно кварцево-полевопшатовые; реже встречаются и граувакковые разности. Мощность отдельных пластов песчаников составляет 0,5—2 м, а их пачек — 5 4-20 м.
Палеоценовая часть разреза на юго-западе района состоит из карбонатнотерригенной (известняки, мергели, пелитолиты) толщи мощностью до 500 м, тогда как на востоке (Вазиани — Самгори) она сложена аргиллитами и мергелями. Отложения нижнего эоцена — палеоцена в районе не выходят на поверхность и вскрыты лишь скважинами на глубине от 500 до 3000 м и более.
Верхнемеловые породы — это в основном мощная (до 1000 м) карбонатная толща, состоящая из пелитоморфных мергелистых и песчанистых известняков
с редкими прослоями мергелей, алевролитов и пелитолитов. Глубина вскрытия этих осадков на западе 3200 м, на востоке 5000 м. Согласно исследованиям Б. К. Чичу а, описанные выше осадки, палеогена — верхнего мела находятся на разных стадиях катагенеза. За основу определения стадии катагенеза пород принята отражательная способность витринита в кернах.
Примерную картину изменения катагенеза пород, развитых в Притбилисском районе отложений, показывают данные по скв. 23— Телети. Песчано-глинистые породы майкопской серии по степени катагенеза находятся на длиннопламенной стадии превращения, а верхний эоцен — на газовой. Катагенез среднеэоценовых ■отложений соответствует газово-жирной стадиям превращения. Весьма значительно изменены нижнеэоцен-палеоценовые субфлишевые осадки, катагенез которых соответствует коксово-отощенно-спекаемой стадии превращения, а катагенез изменения пород верхнего мела — тощей стадии. Наряду с изменением катагенеза пород меняется и минеральный состав глин от монтмориллонитовых в майкопской серии до хлорита и слюды мусковитового типа — в отложениях палеоцена и верхнего мела.
Исследование коллекторских свойств пород Притбилисского района основано на изучении кернового материала из 24 скважин (503 измерения пористости, проницаемости, и карбонатности и более 290 измерений плотности). Изменение пористости и плотности пород с глубиной приведены в таблице.
Глубина, м
Число анализов
Пористость, %
Число анализов
Плотность, Г/ см1
Пределы изменения
Среднее значение
Пределы изменения
Среднее значение
0—500
52
1-19,6
10,9
26
2,20-2,72
_ 2,48
500—1000
88
1-18,0
8,6
43
2,15-2,75
2,50
1000—1500
106
0,8—16,0
6,1
47
2,35-2,75
2,54
1500—2000
97
0,4—10,0
4,0
49
2,19-2,79
2,57
2000-2500
84
0,3—7,5
3,1
42
2,35-2,74
2,64
2500—3000
92
0,2—7,0
1,9
48
2,34—"2,83
2,65
3000—3500
41
0,1—7,0
1,6
21
2,52—2,73
2,66
3500—4000
26
0,1—5,2
1,5
14
2,46-2,80
2,67
4000-4500
66
0,5—1,5
1,0
2,67-2,69
2,68
4500—5000
1
0,7
0,7
—
—
—
Из таблицы следует, что пористость пород изменяется от долей единицы до "20%, при этом до глубины 3200 м она сокращается более интенсивно. Глубже пористость пород стабилизируется в пределах 0,7—1,9%. Аналогично изменяется и плотность пород.
По фильтрационной характеристике породы относятся к практически непроницаемым разностям. Таким образом, емкостные свойства пород находятся в прямой связи с их плотностью и катагенезом. В связи с тем, что палеоценовые и нижне-, среднеэоценовые отложения малоемкие и практически непроница- -емые, они не могут являться гранулярными коллекторами промышленного значения.
Отмеченное, однакр, не согласуется с фактическими данными скважин. Внимание привлекают значительные притоки газа, нефти и воды, а также поглощение промывочной жидкости в процессе бурения отложений среднего и нижнего эоцена, палеоцена и верхнего мела. Дебиты воды в гидрогеологических скважинах достигают 1,5 млн. л/сут (средний и нижний эоцен), газа — 300 000 м8/сут (карбонатные породы палеоцена, скв. 11 Телети), нефти — более 400 мз/сут (вулканогены среднего эоцена, скв. 3, 7, 8 Самгори). Поглощения промывочной жидкости плотностью 1,2—1,1 г/см3 в процессе бурения (средний и нижний эоцен, палеоцен и верхний мел), порой катастрофического характера, наряду -с приведенными выше данными, являются доказательством наличия в разрезе
резервуаров большой емкости и фильтрационной способностью, достигающей по гидродинамическим исследованиям скважин 200 мД и более.
Особенно интенсивные поглощения промывочной жидкости наблюдаются при бурении среднеэоценовых туфогенов, где в ряде случаев происходит полное опорожнение скважины. Испытание этих поглощающих интервалов показало их высокую производительность, что выражается в получении устойчивого притока нефти с дебитом более 400 м3/сут.
Указанная продуктивность скважин не может быть обеспечена распространенными здесь коллекторами межгранулярного типа. Есть основание считать, что большие притоки нефти обусловлены трещинной проницаемостью. В этом отношении плотные и высоко преобразованные породы верхнего мела и нижнего палеогена являются весьма благоприятными.
Действительно, повсеместно, и особенно в зонах активного тектонического напряжения, эти породы характеризуются густой сетью открытых и заполненных минералами трещин. По полевым наблюдениям в породах среднего эоцена макротрещины, группируемые в разные системы и имеющие простирание 10—30, 290— 305° с запада на восток, характеризуются густотой трещин 10—20 1/м. Открытые микротрещины шириной 1—100 м и более составляют со слоистостью разные углы падения. Минеральные микротрещины шириной 2 мм и более выполнены кальцитом.
Так как интенсивность поглощения промывочной жидкости с глубиной вплоть до 4600 м не уменьшается, допускаем, что в условиях Притбилисского района на указанных глубинах не происходит смыкания трещин и тем самым закрытия коллекторов этого типа.
УДК 622.23.02 (575.3)
X. М. МАМА ДЖАНОВНА. Р. К АРИЕВ
ИЗМЕНЕНИЕ С ГЛУБИНОЙ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ ЮГО-ЗАПАДНОГО ТАДЖИКИСТАНА
По имеющимся данным коллекторами нефти и газа в Юго-Западном Таджикистане являются или могут быть терригенные породы нижнего мела, нижней и средней юры и карбонатные образования верхнего мела и верхней юры. По глубине залегания этих отложений и степени их эпигенетического преобразования исследуемая территория подразделяется на три зоны. Этим зонам соответствуют породы, характеризующиеся определенными емкостными и фильтрационными свойствами, причем эти свойства находятся в зависимости не только от глубины залегания пород-коллекторов, но и от их структурных особенностей, степени отсортированное™ обломочного материала и его минерального состава, количества цементирующего вещества, характера его распределения, состава и формы; выделения цемента.
Терригенные породы-коллекторы первой зоны отличаются сравнительновысокими показателями емкостных и фильтрационных свойств и размещаются* в прибортовых частях Таджикской депрессии: южный склон Гиссарского хребта (включая и Душанбинский прогиб) и Придарвазье. Породы рассматриваемой зоны в меньшей степени затронуты постдиагенетическими (катагенетическими) изменениями. Литостатическое давление, создаваемое вышележащими отложениями мощностью до 3 км, по-видимому, не привело к закупориванию первичных пор, сформированных при диагенезе. Коллекторы относятся к III классу. Содержание цемента в них достигает 10—15%. По структурно-текстурным особенностям цемент представлен неравномерно-сгустковым порово-пленочным и контактным типами. Минеральная часть цементирующей массы состоит из глинисто- карбонатного и железистого вещества. Глинистое вещество цемента выражено- хлоритово-гидрослюдистой ассоциацией глинистых минералов. Обломочный материал пород-коллекторов на 56,0—78,5% представлен частицами размером 0,25—0,1 мм, характеризующимися полимиктовым и мезомиктовым кварцевым составом. Коэффициент отсортированное™ 50, рассчитанный по Траску, изменяется в пределах 2,5—3 Д Приведенные данные дают основание предположить,.
что минералого-петрографические особенности оказывали благоприятное влияние на коллекторские свойства порода предопределившие достаточно хорошие емкостные и фильтрационные показатели коллекторов, подтверждением чего являются величины эффективной пористости (10,5—13,0%) и проницаемости (6-145 мД). ^
Вторая зона развития терригенных пород-коллекторов располагается на западе рассматриваемой территории (Кафирниганская и отдельные районы Вахш- ской зоны). Литостатическое давление, испытываемое коллекторами, создается 3 4- 5-километровой толщей залегающих выше отложений. Под его влиянием породы данной зоны подвержены эпигенетическим преобразованиям, приведшим к появлению новых структурных особенностей. Песчано-алевритовые породы приобретают мозаичную структуру, а поровые пространства выполняются за счет регенерации обломков кварца. В таких случаях наиболее распространен неравномерный регенерационный тип цемента, который наиболее характерен для пород олигомиктового состава, обычного для морских отсортированных (50 = 1,7 4- 2,6) отложений. Нередко встречаются горизонты морских песчано- алевритовых пород с поровым и контактным карбонатным и глинистым цементом. Глинистые минералы цемента представлены ассоциацией смешаннослойных образований гидрослюдисто-монтмориллонитового ряда. Такое изменение минералого-структурных особенностей обломочной части песчано-алевритовых пород и преобразование в них глинистого цемента, вызванные ностдиагенетическими (катагенетическими) изменениями, приводят к уменьшению емкостных и фильтрационных показателей коллекторов. Коллекторы в пределах рассматриваемой зоны относятся к IV классу. Эффективная пористость колеблется от 4,95 до 9,47% при газопроницаемости 1,15—14,11 мД. Из анализа приведенных выше данных следует, что на глубине 3—5 км в результате увеличения геостатической нагрузки происходит гравитационное уплотнение пород, приводящее к дальнейшему сокращению порового объема и ухудшению коллекторских свойств песчано-алевритовых пород.
Третьей зоной развития терригенных пород-коллекторов является восточная часть Таджикской депрессии, охватывающая в основном современные бассейны рек Яхсу и Кызылсу. Эта территория отличается от предыдущей большей глубиной залегания коллекторов (5—10 км), увеличением литостатической нагрузки и интенсивным развитием процессов эпигенеза, что послужило причиной повсеместного распространения малоемких (до 5%) и низкопроницаемых коллекторов (доли миллидарси). Высокая степень эпигенетической измененности пород определяется не только большой геостатической нагрузкой, вызванной глубоким погружением коллекторских горизонтов, но'и стрессовыми напряжениями. Следы этих напряжений довольно отчетливо видны на среднезернистых песчаниках о малым количеством глинистого цемента (не более 10%). Благодаря интенсивному развитию процессов перекристаллизации и преобразования обломочной и цементирующей частей в породах широко распространены, признаки инкорпорации и конформации, придающие им вид кварцитовидной структуры. Описываемые признаки наиболее типичны для сероцветных образований, содержащих, как правило, ничтожно малое количество окисных соединений железа. В красноцвет- ных породах постдиагенетические изменения приводят к совершенно другим явлениям, в результате которых формируются иные минералого-структурные свойства пород. Здесь наблюдается коррозия обломочной части (чаще полевых шпатов) и карбонатного цемента окислами железа. По-видимому, обилие железистого компонента препятствует возникновению тех структур, которые характерны для отложений, имеющих серую окраску. Вследствие этого значительная часть красноцветных песчано-алевритовых пород обладает неплохими показателями емкостных и фильтрационных свойств. Открытая и эффективная пористость изменяются соответственно в пределах 6,5—13,1% и 1,6—7,8%, а газопроницаемость — в пределах 10,5—22,8 мД. Количество песчаного обломочного материала (0,1—1,0 мм) достигает 62,3—78,5%. Коэффициент отсортированное™ варьирует в широких пределах (50 = 3,2 4- 5,0). По минеральному составу породы принадлежат к мезомиктовой кварцевой, литито-кварцевой, полевошпатово-кварцевой и полимиктовой ассоциациям.
Перспективны в отношении нефтегазоносности на рассматриваемой территории карбонатные породы-коллекторы, широко развитые в разрезах палеоцена 56
и эоцена, верхнего мела и верхней юры, В них в пределах описанных выше зон развиты поровые и трещинно-каверновые коллекторы.
Карбонатные коллекторы порового типа, формирование которых определялось главным образом фациальными условиями накопления первичного материала, представлены сгустково-комковатыми, оолитовыми и тонкозернистыми известняками, содержащими примесь обломочного материала. Развиты они в первой зоне. Емкость коллекторов такого типа обусловлена поровым пространством между карбонатными комочками, оолитовыми образованиями и обломочными частицами. Их общая пористость составляет 20—25%.
Трещинно-каверновые коллекторы распространены во второй и третьей зонах. Они формировались в результате эпигенетических процессов, сопровождавшихся перекристаллизацией, выщелачиванием и растрескиванием. Характерная особенность коллекторов данного типа — неравномерное распределение пустотных (каверновых) пространств. Величина каверн варьирует в небольшом диапазоне (от долей миллиметра до 3,7 мм).
В условиях разветвленной трещиноватости пород и усиления гидрогеологической активности происходило интенсивное выщелачивание доломитизирован- ных известняков, приводившее к возникновению пустот. Наиболее интенсивно в породах развита трещиноватость. По морфологии микротрещины самые различные — от прямых или слабоизвилистых и однонаправленных до извилистых и разветвленных с шириной раскрытости 0,01—0,5 мм. Такое же разнообразие наблюдается и в выполнении микротрещин, которые подразделяются на открытые, частично выполненные и выполненные (закрытые). Чаще всего открытые микротрещины встречаются в мшанково-водорослевых (60%), тонкозернистых (65%), доломитовых (70%) и рудистовых (90%) известняках. Пористость этих пород характеризуется довольно низкими значениями (3,8—6,9%), однако осадочные образования оказываются достаточно проницаемыми (до 120 мД), что, очевидно, связано с их трещиноватостью и, в первую очередь, с микротрещинами открытого типа.
Таким образом, результаты анализа постдиагенетического преобразования терригенных и карбонатных пород, фактические данные об их емкостных и фильтрационных свойствах позволяют рассчитывать на выявление в глубоких скважинах промышленных коллекторов; они могут служить также основой при прогнозировании их качества на больших глубинах, что необходимо для оценки перспектив нефтегазоносности Юго-Западного Таджикистана.
УДК 551.76.022.4 : 553
Б. П. НАЗАРЕВИЧ, И. А. НАЗАРЕВИЧ,
Г. И. РЯЗАНОВА, Н. И. ШВЫ ДНО
ВЛИЯНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПЕСЧАНО-АЛЕВРИТОВЫХ ПОРОД
Изучение емкостных свойств коллекторских пластов нижнемеловых, нижнесреднеюрских, пермских и триасовых отложений Восточного Предкавказья показывает, что в интервале глубин 2500—4800 м отчетливо намечаются две зоны, существенно различающиеся по степени проявления зависимости емкостных свойств песчано-алевритовых пород от их состава и глубины залегания (см. рисунок).
Эти различия проявляются прежде всего в уменьшении темпа снижения емкостных свойств пород с нарастанием глубины залегания, а также в изменении величины превышения максимальных значений пористости над минимальными у пород различного состава, залегающих на одинаковой или близкой глубине.
Для верхней зоны, соответствующей глубине 2500—3600 м, градиент изменения пористости с глубиной имеет величину 0,9% на каждые 100 м для нижнемеловых и 0,7% — для нижне-, среднеюрских отложений. Величина превышения максимальных значений^гористости над минимальными для каждого 200-метрового отрезка колеблется от 10 до 23% для нижнемеловых отложений, составляя в среднем 22%, и от 10 до 14% для нижне-среднеюрских отложений со средним значением для зоны в 12%.
В нижнюю зону попадают породы, залегающие на глубинах, изменяющихся от 3500 до 4800 м. Здесь отмечается снижение градиента изменения пористости для нижнемеловых пород до 0,5% и для нижне-среднеюрских до 0,4%. Градиент
Изменение открытой пористости песчано-алевритовых пород о глубиной.
Пористость песчано-алевритовых, пород: 1 — триаса, 2 — юры, з — нижнего мела; пористость песчано-алевритовых пород нижнего мела с цементом: 4 — лептохлоритовым, 5 — бесцемент- ных, 6 — карбонатным, 7 — регенерационным кварцевым, 8 — хлоритовым, 9 — глауконитовым; поле распространения значений открытой пористости песчано-алевритовых пород; 10 — нижнего мела (11 — осредненные величины), 12 — юры (13 — осредненные величины), 14 — триаса (15 — осредненные величины)
изменения пористости пород пермского и триасового возраста составляет всего лишь 0,3%. Так же существенно снижается диапазон колебаний значений пористости. Для каждого 200-метрового отрезка зоны превышение максимальных
значений пористости над минимальными для всех типов пород нижнемеловых, нижне-среднеюрских, а также пермских и триасовых отложений меняются от 5 до 17%, составляя в среднем соответственно 6, 9 и 8%.
Таким образом, темп снижения пористости с ростом глубины залегания пород для нижней зоны замедляется почти в 2 раза по сравнению с верхней зоной. При этом величина превышения максимальных значений пористости над минимальными у равнопогруженных пород в нижней зоне уменьшается в 1,5—4 раза по сравнению с верхней зоной.
По-разному в указанных зонах проявляется зависимость между такими параметрами песчано-алевритовых пород, как размерность обломочного материала, степень его отсортированности, количество и минеральный состав цемента, с одной стороны, и величины общей и особенно открытой пористости, с другой стороны.
Песчано-алевритовые породы нижней зоны независимо от их возраста характеризуются практически полным отсутствием связей между упомянутыми выше параметрами. В пределах же верхней зоны такие связи устанавливаются с различной отчетливостью для нижнемеловых и нижне-среднеюрских отложений. Для выяснения причин этого различия рассмотрим основные особенности пород указанных стратиграфических комплексов.
Обломочные породы нижне-среднеюрских отложений представлены широким спектром гранулометрических разновидностей, тогда как для нижнемеловых отложений характерен весьма узкий спектр гранулометрических типов пород, в котором одни только мелкозернистые песчаники составляют 51%.
Существенны различия песчано-алевритовых пород нижне-, среднеюрских и нижнемеловых отложений и по степени отсортированности обломочного материала. Так, среди песчано-алевритовых пород разности со слабо и очень слабо отсортированным обломочным материалом в юрских отложениях составляют 52%, в нижнемеловых — 16% образцов.
Заметное отличие нижне-среднеюрской толщи от нижнемеловой фиксируется и по составу породообразующих песчано-алевритовых пород. По количеству кварца в составе обломочных пород обе толщи близки, но характеризуются противоположными соотношениями содержаний полевых пшатов и обломков пород. Для юры содержание обломков пород равно в среднем 26%; полевые пшаты составляют в целом лишь 4% обломочного материала. В нижнемеловых отложениях полевые шпаты заметно преобладают над обломками пород.
Характеризуя емкостные свойства песчано-алевритовых пород мезозойских отложений, прежде всего отметим значительно меньшую общую и особенно открытую пористость обломочных образований нижне-среднеюрской толщи по сравнению с пористостью песчано-алевритовых пород раннемелового возраста. Среди юрских доминируют (62%) породы с низкой (менее 10%) открытой пористостью; породы с высокой (свыше 20%) открытой пористостью полностью отсутствуют. Для нижнемеловых пород характерно преобладание (53%) пород со средним значением (от 10 до 20%) открытой пористости, заметна роль пород (11%) с высокой открытой пористостью; содержание же пород с низкой открытой пористостью снижается до 36%.
Сопоставим теперь стратиграфические комплексы по характеру проявления зависимости между отмеченными литологическими параметрами и общей и открытой пористостью.
Для нижне-среднеюрской толщи рост среднего диаметра (Md) обломочного материала в интервале 0,01—0,2 мм сопровождается небольшим повышением общей пористости, осложняемым частыми отклонениями от этой закономерности. При переходе к породам со значением Md > 0,2 мм скачкообразно происходит значительное возрастание общей пористости. Для нижнемеловых отложений наблюдается более быстрый рост общей пористости при увеличении Md в том же интервале при гораздо меньшем числе отклонений от этой зависимости.
Это различие углубляется при рассмотрении зависимости между Мd (медианный диаметр) и открытой пористостью. Для юрской толщи эта зависимость практически отсутствует — росту значений Md в интервале 0,01—0,025 — более 0,2 мм отвечают разнонаправленные колебания значений открытой пористости от 6 до 11%. Росту значений Md песчано-алевритовых пород раннемелового возраста в том же интервале соответствует однонаправленное увеличение открытой пористости от 5,1 до Т5,4%.
Между степенью отсортированное™ 80 обломочного материала и пористостью установлены следующие соотношения. Как для нижне-среднеюрских, так и для нижнемеловых отложений хорошо отсортированным породам отвечают более высокие значения общей пористости. При этом в юрских отложениях наблюдаются частые отклонения от этой зависимости; для нижнемеловой толщи отклонения фиксируются гораздо реже.
Рассматривая зависимость между степенью отсортированности обломочного материала и величиной открытой пористости, отметим, что для юрской толщи отклонения от прямой связи указанных величин становятся настолько частыми, а степень контрастности в изменениях открытой пористости в такой мере сглаживается, что можно говорить о практическом отсутствии связи в изменениях этих параметров. Для нижнемеловых отложений наблюдается противоположная тенденция: уменьшение числа отклонений от прямой связи отсортированности обломочного материала и открытой пористости и возрастание дифференцированности значений открытой пористости, отвечающих его различным величинам.
Таким образом, если по характеру связи между размером и степенью отсортированности обломочного материала, с одной стороны, и величиной общей пористости, с другой, нижне-среднеюрские и нижнемеловые отложения достаточно сходны, то по характеру зависимости открытой пористости от тех же параметров обломочных пород они резко различаются. Наблюдается прямая связь между обшей пористостью и значениями Md и 50 обломочного материала, причем для юрских пород эта связь выражена весьма слабо; гораздо отчетливее она проявляется для нижнемеловых отложений. Связь между открытой пористостью и структурными параметрами для нижне-среднеюрских пород практически отсутствует, тогда как для образований раннемелового возраста она фиксируется наиболее ярко.
Связь между содержанием кварца в обломочном материале и общей и открытой пористостью песчано-алевритовых пород почти полностью отсутствует для отдельных подразделений рассматриваемых толщ за исключением отложений келловейского, аптского и альбского ярусов. Здесь нарастание содержания кварца в обломочном материале сопровождается повышением общей и открытой пористости. Можно полагать, что в большинстве случаев отсутствие указанной связи является, вероятно, кажущимся и связано с тем, что влияние минерального состава на емкостные свойства пород подавлено влиянием других факторов. В более общем виде наличие таких связей проявляется в соотношениях между минеральным составом обломочного материала и распределением пород с различной величиной открытой пористости.
Сопоставляя данные о распределении по разрезу пород с низкой, средней и высокой пористостью с минеральным составом обломочного материала, структурными особенностями и минеральным составом цемента, можно прийти к выводу о наиболее существенном влиянии на емкостные свойства песчано-алевритовых пород мезозойских отложений количества, структурных особенностей и минерального состава цемента и о более слабом проявлении минерального] состава обломочного материала. Учитывая, что степень катагенетического преобразования изученных пород различна и наиболее значительна для цижней части юрской терригенной толщи (тоар-аален), следует признать весьма существенную роль влияния этого фактора на емкостные свойства обломочных пород мезозойских отложений.
Отложения тоар-аалена и песчаниковая пачка низов байоса резко различаются по величине пористости при достаточно близкой степени катагенетического преобразования. Емкостные свойства песчано-алевритовых пород байоса, вероятно, связаны с тем, что цемент здесь более простой, в ряде случаев моно- минеральный, представленный большей частью тонко- и крупночешуйчатым каолинитом. Для пород тоар-аалена характерен более сложный по составу и структуре цемент: здесь широко развиты слюдистые новообразования, постдиагенетические выделения кальцита и сидерита, а также тонкодисперсного кремнистого материала.
Породы песчаниковой пачки верхов байоса и келловейских отложений сходны по составу цемента — в обоих случаях широко развиты цемент, представленный слабо измененной глинистой массой либо сингенетичным кальцитом, а также смешанный кальцитово-глинистый цемент. Среди келловейских отложе-
ний гораздо большую роль играют породы с малым количеством цемента (поровый и пленочно-поровый типы); для песчаников верхов байоса преобладающим является цемент базального и порово-базального типов. Этим обстоятельством, а также более мономинеральным составом обломочного материала и следует, по-видимому, объяснять улучшение емкостных свойств келловейских пород по -сравнению с песчаниками верхней части байоса.
Нижнемеловые отложения меньше изменены по сравнению с юрскими, что находит отражение в постоянном наличии пород с высокой пористостью во всех ярусах нижнего мела, тогда как в юрских образованиях такие породы отсутствуют. Значительные же колебания в соотношении рассмотренных пород с различной величиной открытой пористости для отдельных ярусов связаны со структурой, минеральным составом и количеством цемента. Для неокомских отложений с частым развитием кальцитового цемента характерно существенное преобладание пород низкой пористости. При этом готеривские породы, как правило, со-, держат много цементирующего материала (базальный и порово-базальный типы), поэтому среди них мало (6%) пород с высокой открытой пористостью. Баррем- ские же отложения при сходстве в минеральном составе цемента отличаются от готеривских его пониженным содержанием'(поровый, пленочно-поровый, реже — базально-поровый типы), что сопровождается возрастанием доли высокопористых пород до 18%. —
Для пород апта и альба характерна доминирующая роль глинистого (в том числе хлоритового и лептохлоритового цемента. Этим, по-видимому, объясняется тот факт, что здесь резко снижается роль пород с низкой пористостью (42% для апта и 16% для альба), а различие в соотношениях высокопористых пород обусловлено^ очевидно, количеством и структурным типом цементации. Для аптских пород (преобладание базального и базально-порового цементов) доля высокопористых разностей составляет всего лишь 6%, тогда как в альбских -отложениях (породы с преимущественно пленочным, порово-пленочным и поровым цементом) высокопористые разности составляют уже 15%.
Имеющиеся данные подтверждают преобладающее влияние на емкостные свойства пород степени катагенетической переработки цементирующего материала и обломочного скелета. Только для келловейских отложений и обломочных пород альба, характеризущихся наиболее мономинеральным кварцевым составом и наименьшей (соответственно для юрской и нижнемеловой толщ) степенью ката- генетических преобразований, установлена отчетливая коррелятивная связь между общей и открытой пористостью, с одной стороны, и медианным диаметром, степенью отсортированности, суммарным содержанием глинистого и карбонатного цемента и т. п. — с другой. Для песчано-алевритовых пород нижне-среднеюрской, неокомской и аптской частей разреза, обладающих (соответственно) более сложным минеральным составом и значительно более высокой степенью постдиагенетических изменений, характерно почти полное отсутствие коррелятивных связей между указанными параметрами.
Установив, таким образом, основное влияние на емкостные свойства обломочных пород количества, минерального состава и,степени катагенетической переработки цементирующего материала, рассмотрим более детально действие первых двух факторов на примере нижнемеловых песчано-алевритовых пород, обладающих наименьшей степенью катагенетического изменения. Для выявления этой зависимости изучались образцы мелкозернистых кварцевых песчаников с близкими значениями Md и 50 и различающиеся по количеству и составу цемента.
Прослежено влияние на величину открытой пористости количества цемента следующих типов: карбонатного (главным образом, кальцитового), глинистого (преимущественно гидрослюдистого), а также хлоритового, лептохлоритового и глауконитового. Отчетливо выявилось закономерное уменьшение открытой пористости по мере увеличения цементирующего материала от 5—10% до 40— 45% для всех перечисленных типов цемента. Сравнение песчаников с равным количеством цемента различного состава указывает на наибольшее снижение открытой пористости за счет карбонатного цемента. Наибольшую открытую пористость имеют песчаники с лептохлоритовым, хлоритовым и глауконитовым цементом. Промежуточное положение между этими типами занимают песчаники с глинистый (преимущественно гидрослюдистым) цементом.
Таким образом, на примере верхней зоны отчетливо проявляется зависимость интенсивности проявления процессов катагенетического преобразования пород от их состава и структурных особенностей, что находит свое выражение в наличии указанных связей для песчано-алевритовых пород раннемелового возраста и в почти полном их отсутствии для нижне-среднеюрских отложений.
В условиях Восточного Предкавказья глубина около 3500—3600 м, разделяющая охарактеризованные зоны,- является той границей, ниже которой связи между емкостными свойствами и текстурно-структурными особенностями песчаников и алевролитов, заложенными на стадиях седиментогенеза и диагенеза, затухают в результате катагенетического преобразования этих пород.
УДК 552.5 : 551.73 (574.11)
Б. К. ПРОШЛЯКОВ, Т. И. ГАЛЬЯНОВА,
Ю. Г. ПИМЕНОВ, А. В. ЯРОШЕНКО
ВЛИЯНИЕ ВТОРИЧНЫХ ПРОЦЕССОВ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОЙ БОРТОВОЙ ЗОНЫ
ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
К настоящему времени в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины (Уральская область) пробурено около 50 глубоких разведочных и параметрических скважин, вскрывших подсолевые палеозойские отложения на глубине 2150— 4150 м. Значительный рост объема бурения, а в связи с этим увеличение отбора кернового материала позволило изучить литолого-фациальный состав подсолевых палеозойских пород северной бортовой зоны и выявить ряд вторичных процессов, оказывающих значительное влияние на их емкостные и фильтрационные свойства. Рассмотрение этих вопросов является своевременным в связи с тем, что в 1973 г. скв. 5 было открыто Западно-Тепловское газоконденсатное месторождение в сакмаро-артинских карбонатных отложениях, а позже скв. Г-2 на Гремя- чинской площади была выявлена газоконденсатная залежь в аналогичных породах.
Подсолевые палеозойские отложения северной бортовой зоны Прикаспийской впадины в возрастном отношении представлены породами девона, карбона и нижней перми. Наиболее распространены (до 80% общей мощности) в подсолевом разрезе карбонатные разновидности пород известняк — доломит, являющиеся основным объектом исследования; менее распространены терригенные и сульфатные породы (до 20% общей мощности). Среди карбонатных пород выделяются биогенные, биохемогенные, хемогенные и вторично измененные (криптогенные) разновидности.
В карбонатных отложениях по морфологическим особенностям различаются следующие виды пустотного пространства: межкристаллические, меж-, внутри- форменные и трещинные поры, а также поры, каверны и карстовые полости выщелачивания. В зависимости от времени возникновения пустотное пространство подразделяется на первичное — поры седиментационные и связанные, с диагенетической перекристаллизацией, доломитизацией й выщелачиванием, и вторичное —поры, каверны и карстовые полости, развитие которых предопределялось первичной пористостью и трещиноватостью на более поздних стадиях литогенеза.
Авторы проводили исследЬвания керна, отобранного из под солевых отложений северной бортовой зоны с глубины 2150—4880 м. Всего было исследовано около 800 образцов. Отмечено, что открытая пористость изменялась от долей процента до 25,4% при газопроницаемости менее 0,01—238 мД. Значительные колебания пористости и проницаемости карбонатных отложений объясняются существенным влиянием на емкостные и фильтрационные свойства пород диа- и ката- генетических процессов (перекристаллизация, выщелачивание и т. и.).
Наиболее широко в подсолевых отложениях северной бортовой зоны развиты процессы выщелачивания, которые в значительной степени повлияли на повышение емкостных свойств карбонатных пород. Выщелачивание — это процесс растворения, который сопровождается выносом вещества либо из осадка (диагенез), 62
либо из породы (катагенез). При детальном исследовании под солевых отложений было установлено, что интенсивность растворения карбонатных пород зависит как ■от их структурно-текстурных особенностей и условий осадконакопления, так и от тектонического и гидрогеологического режимов. Например, в северной бортовой зоне в направлении с севера на юг происходит изменение фациального состава карбонатных пород: от мелководных, светлоокрашенных, шельфовых на севере к глубоководным, темноокрашенным, депрессионным на юге. Различные условия осадконакопления, структурно-текстурные особенности карбонатных пород, л также различный гидрогеологический режим способствовали тому, что наиболее интенсивно процессы выщелачивания протекали в первично высокопористых ■биогермных разностях пород, а это в значительной степени сказалось на их емкостных свойствах. Так, мелководные, шельфовые известняки (скв. Г-1 — Щуч- кинская и П-7 — Чапуринская) характеризуются наличием пор и каверн выщелачивания разнообразной формы — от округлой до неправильной размером 0,02—10 мм, кП- 0 = 3,9%; в биогермных известняках и доломитах (скв. П-2, П-3, П-4, 12, 14, Западно-Тепловская площадь) размер пор, каверн и карстовых полостей достигает 30 мм (в керне) и более (провалы бурового инструмента и потеря циркуляции промывочной жидкости — скв. П-4, и 14, интервалы соответственно 3120—3270 и 2932—2936 м), открытая пористость кп. о составляет 5,6%; в депрессионных известняках (скв. П-8 — Ветелкинская) поры выщелачивания отмечаются в единичных случаях, и их размер не превышает 5 мм, ^п.о = 0,9%.
К увеличению емкостных свойств карбонатных пород приводят и процессы перекристаллизации. Механизм перекристаллизации сводится к частичному растворению и перераспределению вещества, при этом происходит изменение ■структуры и текстуры пород, в. то время как химический состав их остается прежним. Наиболее быстро растворяются мелкие зерна карбоната с малыми поверхностями контактов, ориентированных перпендикулярно к направлению давления. По данным Д. П. Григорьева 1, различная растворимость карбонатных минералов обусловливается разной величиной энергии кристаллических решеток. Наиболее распространена в подсолевом разрезе перекристаллизация с увеличением кристаллов, что объясняется стремлением вещества уменьшить поверхностную энергию.
Микроскопические исследования показали, что диа- и катагенетическая перекристаллизация свойственна известнякам и доломитам, содержащим некоторое количество фаунистических остатков- Перекристаллизации в начале подвергается связующий материал, а затем уже и сами форменные образования, при этом первичные карбонатные зерна увеличиваются, что в некоторых случаях приводит к росту размеров пустотного пространства. Так, пористость микрозер- нистых карбонатных пород с содержанием фаунистических остатков до 10—20% изменяется от 0,2 до 2,6%, в то время как тонко- и мелкозернистые карбонатные породы характеризуются более высокой пористостью (1,8—2,2%).
Ряд исследователей (Г. А. Каледа и др., 1958 г., Л. П. Гмид 2) отмечает, что на перекристаллизацию и растворимость карбонатных пород большое влияние оказывают примеси глинистого, кремнистого и органического вещества, которые создают вокруг карбонатных зерен непроницаемую коллоидальную пленку, в результате чего не только замедляются процессы растворения и перекристаллизации, но и «запечатываются» на ранних этапах литогенеза имеющиеся в породах пустоты и трещины.
На стадии катагенеза некоторые из примесей придают породам твердость и хрупкость. Тектонические напряжения, воздействуя на них, создают трещиноватость, по которой возникают пустоты выщелачивания. В качестве примера могут служить мелко- и тонкозернистые глинистые, иногда глинисто-кремнистые известняки каширского горизонта Западно-Тепловского месторождения.
Неоднозначное влияние на емкостные свойства карбонатных отложений оказывают процессы вторичной доломитизации пород, широко развитые в подсо-
* Григорьев Д. П. Перекристаллизация минералов. — «Зап. Всесоюз. минералог. Об-ва». 1956, т. 85, К 2, с. 11—19 с ил.
•Гмид Л. П. Литолого-петрографические исследования карбонатных коллекторов нефти и газа.—В кн.: Проблемы трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения. Л., «Недра», 1968, с. 44—62 с ил.
левом палео^рйском разрезе. Это объясняется тем, что при содержании в породах доломита 1,5—70% происходит равномерная (рассеянная) доломитизация. Зерна доломита замещают более мелкие зерна или агрегаты зерен кальцита в наиболее оптимальных условиях — при отсутствии посторонних примесей, большой поверхностной энергии зерен кальцита и возможности поступления в породу свободного магния. При таком типе доломитизации зерна новообразованного доломита равномерно распределены по породе, не соприкасаются друг с другом и в конечном счете обусловливают снижение открытой пористости от 6 до 3—4%. Дальнейшее увеличение содержания в породах доломита (70—90%) приводит к резкому возрастанию пористости, что объясняется почти полным замещением кальцита доломитом и созданием его зернами «жесткого» каркаса, в котором они соприкасаются ребрами или по принципу вершины с гранями, вершины с ребрами, ребра с гранями, но не грани с гранями. Примером мотут служить ассельско-артинские отложения северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.
Отрицательное влияние на объем пустотного пространства оказывает вторичная сульфатизация, пород. Сульфатизация карбонатных отложений протекала в стадию катагенеза под действием минерализованных подземных вод. Кристаллы ангидрита обычно в той или иной мере «залечивают» уже имеющиеся в породах поры, каверны и трещины, уменьшая тем самым их пористость. Например, вторичный сгустково-водорослевый доломит (скв. П-2 — Западно-Теплов- ская, интервал 3033—3038 м), пустотное пространство которого почти полностью выполнено ангидритом, характеризуется пористостью всего лишь 1,3%. Если процессы сульфатизации развиты слабо или вообще отсутствуют, пористость пород достигает 10—15% (скв. П-2 — Западно-Тепловская, интервал 3360— 3365 м; скв. П-7 — Чапуринская, интервал] 3320—3325 м и др.).
Менее изучен вопрос о влиянии окремнения на коллекторские свойства пород, так как в под солевом палеозойском разрезе вторичные выделения кремнезема отмечаются значительно реже, чем ангидрита. Окремнение происходило в стадию катагенеза за счет подземных вод, обогащенных растворенным кремнеземом, который отлагался по порам выщелачивания, внутренним полостям фауны, реже трещинам и, таким образом, способствовал снижению емкостных и фильтрационных свойств карбонатных пород (скв. П-1 — Чинаревская, интервал 3250—3254 м и др.).
В заключение можно отметить, что процессы диа- и катагенеза оказывают значительное влияние нН величину коллекторских параметров подсолевых карбонатных пород и в зависимости от геохимической и термодинамической обстановок способствуют повышению или снижению качества коллекторов.
УДК 552.54 : 551.76 (479.24)
Э. А. ДАИДВЕКОВА, Г. И. САФАРОВ,
Р. Р. РАХМАНОВ
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА МЕЗОКАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙКЮРДАМИРСКОЙ ОБЛАСТИ (АЗЕРБАЙДЖАН) И ФАКТОРЫ,ВЛИЯЮЩИЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ИХ ПОРИСТОСТИ С ГЛУБИНОЙ
В последние годы в Кюрдамирской области (Мурадханлы) выявлены промышленные залежи нефти, связанные с отложениями мелового и палеогенового возраста, залегающие на глубине 3—4 км. Коллекторы нефти и газа здесь представлены породами различных генетических типов, среди которых выделяются коллекторы: 1) гранулярные, приуроченные к песчано-алевритовым образованиям среднего плиоцена, эоцена, верхнего и нижнего мела (апт); 2) трещинные, свя- 64' '''
занные с глинисто-карбонатными породами эоцена и верхнего мела; 3) сложные, стратиграфически приуроченные к отложениям верхнего мела. Среди последних коллекторов различаются трещинно-поровые, связанные с сильно измененными эффузивными породами — порфиритами, порово-трещинные, приуроченные к известнякам различных структурно-генетических типов, и трещинно-порово-кавер- новые, связанные с кристаллически зернистыми доломитами.
Характер изменения пород-коллекторов с глубиной детально изучался методами петрографо-минералогического анализа с использованием данных исследования их литофизических, промыслово-геофизических свойств, а также термодинамических и гидрохимических условий. Показано, что эти изменения теснейшим образом связаны с составом пород, характером и интенсивностью постседиментационных преобразований (перекристаллизация, хлоритизация, каль- цитизация, доломитизация, образование трещин, стилолитов и др.), а также с гипергенными процессами (растворение и выщелачивание), происходящими в корах выветривания во время перерывов в осадконакоплении (см. таблицу).
В результате исследований установлено изменение пористости коллекторов различных типов с глубиной.
Песчано-алевритовые породы среднего плиоцена (коллекторы гранулярного типа), залегающие на глубине 2200—2810 м (площадь Саатлы), характеризуются довольно высокими значениями коэффициента пористости Ап (23—30%) и проницаемости (до 750 мД). Удельное электрическое сопротивление пластов рп изменяются в пределах 0,8—2,5 Ом-м при значительной дифференцированности кривой £7ПС (Ю—40 мВ). Температура пород в пределах указанных глубин составляет 74—80° С, давление 265—310 кгс/см2. Постседиментационные изменения пород-коллекторов сводятся к цементации, уплотнению и аутигенному минералообразованию. Поры — первичные. С глубиною (3650—4370 м) указанные выше особенности песчано-алевритовых пород эоцена — датского яруса (верхний мел, площадь Мурадханлы), а также нижнего мела (апт, площадь Джарлы) в значительной степени меняются. Коэффициент пористости уменьшается до 6—21%. Удельное электрическое сопротивление пород составляет 1—10 Ом-м при значении 17пс 3—12 мВ. Температура увеличивается до 85—125° С, давление до ■410—480 кгс/см2.
Глинисто-карбонатные породы эоцена и верхнего мела (коллекторы тре- щинного типа), залегающие на глубине 3820—4370 м, имеют кц = 0-ь5,2%; рп= 24-5 Ом-м; 77пс = 04-1 мВ. Следует отметить, что коллекторы трещинного типа, связанные с глинисто-карбонатными породами, обычно чередуются с песчано-алевритовыми образованиями (гранулярные коллекторы), в связи с чем они объединены нами в группу коллекторов смешанного состава. Коллекторы порово-трещинного типа, приуроченные к различным структурно-генетическим разновидностям известняков (3100—3350 м), характеризуются незначительной пористостью (до 4,5%) при рп = 24-40 Ом-м, г7пс = 104-15 мВ.
В доломитах (коллекторы трещинно-порового и кавернового типа), залегающих на глубине 3350—3650 м, кп — 14-7,2%, рп = 6 4-200 Ом-м, 17пс = = 104-40 мВ. В этих породах коллекторские свойства определяются вторичной пористостью, обусловленной постседиментационными изменениями (перекристаллизация, доломитизация, растворение, выщелачивание).
Эффузивные породы, вскрытые на глубине 2950—4900 м, связаны с отложениями верхнего мела. Верхняя часть (50—100 м) эффузивного покрова — коллекторы трещинно-порового типа, из которых получены промышленные притоки не^ги (*п= 14 4-23%, рп = 5 4-20 Ом-м, Z7nc = 5—25 мВ). По сравнению с описанными выше осадочными породами температура в эффузивных образованиях значительно увеличивается и составляет 85—140° С при р = 540 кгс/см2.
Коллекторские свойства в этих породах обусловлены гидротермальными и гипергенными изменениями (кальцитизация, хлоритизация, образование трещин и пор за счет растворения и выщелачивания), а также типом и минерализацией пластовых вод. Распределение их по литологическим разновидностям пород- коллекторов приведено в таблице.
6565В результате приведенных выше данных получен вывод о том, что пористость песчано-алевритовых, эффузивных и карбонатных пород уменьшается с глубиной.
65
65
5 Заказ 1488
Л в а* ▻ S о-в-
Породы- коллекторы
Литологическая характеристика
Тип коллектора
О Д lb
Mgs
Ж
я
я® s «
1- !1
Плиоцен
Обломочные
Песчаники и алевролйты полимиктовые
Гранулярный
Вода
2200- 2810
23-30
Эоцен
Обломочные и глинисто- карбонат- ные
Песчаники, туфопесчаники полимиктовые, мергели и глинистые мергели
Гранулярный и трещинный
Нефть,, газ, вода
3820- 4370
10-21
6-5,2
Верхний мел
Эффузивные
Порфириты
Третциттно- ПОровыЙ
Нефть, газ, вода
2950-
4900
14-23
Карбонатные
Известняки
О
Порово- трещинный
Нефть, газ, вода
3100-
3350
0,4-4,5
Доломиты
Трещиннопоровый, каверновый
3350—
3650
1,0-7,2
Нижний мел
Обломочные
Песчаники, туфопесчаники и алевролиты полимиктовые
Гранулярный
—
3650—
3750
6—17
УДК 551.1 : 53 (470.62)
И. М. ГОРВАНЕЦ
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ИЗМЕНЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ
На территории Южного борта Западно-Кубанского прогиба наиболее перспективны на нефть отложения кумской свиты верхнего эоцена. Они представлены флишоидным чередованием прослоев алевролитов, глин, аргиллитов и резке карбонатных пород. Мощность свиты изменяется от 20 м (Калужская площадь) до 750 м (Левкинская площадь), а глубины залегания — от 600 до 5500 м, что дает возможность проследить закономерности изменения коллекторских свойств с глубиной. Детальные литологические исследования кернового материала из 120 скважин 11 площадей позволили выявить закономерности изменения физических свойств и выделить зоны распространения коллекторов различных типов.
< Продуктивные пласты сложены алевролитами кварцевыми и глауконит- кварцевыми с глинистым, карбонатно-глинистым цементом контактового и контактово-порового типов. Пористость их изменяется в диапазоне 15—34,7%, 66
щ $ о о S 2 S в В Й 1в§1° Й4> ф О И ?йо в 2 Г» Л X И Р<
«д в 8
«в
cob
Термодинамические условия
Гидрохимические условия
Постседиментационные изменения в породах- коллекторах
й л а§8
<Ь^
II-
0,8—2,5
10—40
265—310
74-80
—
—
Диагенетические изменения (цементация, уплотнение и аутигенное минералообразование)
8-10
3-12
410-480
110—125
1,4-1,5
Гидро- карбонат — натриевый
Диагенетические изменения и образование трещин
2-5
0-1
5—20
5-25
540
85—140
1,6—1,8
Гидротермальные и гипергенные изменения коры выветривания. Образование вторичных пустот
2-40
10-15
350
78—85
2,5—5,3
Хлор- кальциевый
Диагенетические и катагенетические изменения. Образование стилолитов, трещин, вторичных пор и ка- вернi
6-200
10—40
375
1-3
5-7
410
85—87
Катагенетические и метагенетические изменения
проницаемость 1—952 мД. Общая картина изменения пористости кп и плотности о алевролитов с глубиной показана на рис. 1. Особый интерес представляло выявление характера и степени влияния различных литологических параметров на изменение фильтрационных и емкостных свойств пород. С этой целью нами изучались многомерные корреляционные связи между коэффициентами проницаемости, открытой пористости алевролитов и глубиной их залегания, содержанием цемента, коэффициентом отсортированности, медианным диаметром зерен, содержанием алевритовой фракции. Для каждого признака оценивались парные и множественные коэффициенты корреляции. С помощью анализа частных коэффициентов корреляции установлено, что доминирующее значение для пористости и проницаемости имеют количество цементирующего материала и глубина залегания. Такие же показатели, как коэффициент отсортированности, медианный диаметр, не оказывают существенного влияния на изменение физических свойств. Низкие множественные коэффициенты корреляции (для пористости 0,64, проницаемости 0,47) объясняются тем, что при статистической обработке не учитывались в количественном выражении процессы постседиментационнога преобразования пород, которые отражаются на их фильтрационных и емкостных свойствах. Особенно это влияние сказывается с глубиной.
О 10600 г-X -,О 10600 г-X -,АлевролитыАлевролиты20 б, г/см3 0 10 20 30 40 кп,7о20 б, г/см3 0 10 20 30 40 кп,7о600600Гл и н ыГл и н ы100010001400140018001800220022002600260030003000зчоозчооо<о<38003800420042004600 .4600 .50005000Н,мН,м50005000Н.мН.м10001000140014001800180022002200260026003000300034003400380038004200420046004600О 600гО 600г10001000юооюоо180018002200220026002600300030003400340038003800101020 б, г/см320 б, г/см3<№, < ^<№, < ^420042004600460050005000Н,мН,мч । 00(Ч >ч । 00(Ч >600600о ю гозок^о ю гозок^100010001400140018001800'Р'Р220022002600260030003000340034003800-3800-420042004600460050005000
О 10
600 г-X -,
О 10
600 г-X -,
Алевролиты
Алевролиты
20 б, г/см3 0 10 20 30 40 кп,7о
20 б, г/см3 0 10 20 30 40 кп,7о
600
600
Гл и н ы
Гл и н ы
1000
1000
1400
1400
1800
1800
2200
2200
2600
2600
3000
3000
зчоо
зчоо
о<
о<
3800
3800
4200
4200
4600 .
4600 .
5000
5000
Н,м
Н,м
5000
5000
Н.м
Н.м
1000
1000
1400
1400
1800
1800
2200
2200
2600
2600
3000
3000
3400
3400
3800
3800
4200
4200
4600
4600
О 600г
О 600г
1000
1000
юоо
юоо
1800
1800
2200
2200
2600
2600
3000
3000
3400
3400
3800
3800
10
10
20 б, г/см3
20 б, г/см3
<№, < ^
<№, < ^
4200
4200
4600
4600
5000
5000
Н,м
Н,м
ч । 00(
Ч >
ч । 00(
Ч >
600
600
о ю гозок^
о ю гозок^
1000
1000
1400
1400
1800
1800
'Р
'Р
2200
2200
2600
2600
3000
3000
3400
3400
3800-
3800-
4200
4200
4600
4600
5000
5000
Изменение пористости и плотности алевролитов и глин с глубиной.
Площадь: 1 — Абино-Украинская, 8 — Новодмитриевская, з — Восточно-Северская, 4 —Ахтырско-Бугундырская, Глубокоярская, 5 — Левнинская, 6 — Черноморская; 7 — эмпи-рические значения пористости и плотности
С увеличением геостатического давления и температуры усиливается аутигенное минералообразование, способствующее запечатыванию пор вторичными минералами. В шлифах определен ряд аутигенных минералов, из которых наиболее отрицательно сказывается на коллекторских свойствах доломит, кальцит, кварц, кремнезем. На глубине до 2200 м поры в большинстве имеют изометричные очертания и редко заполнены аутигенными минералами. Уменьшение объема пор на этой глубине происходит за счет механического уплотнения. В интервале 2200—3600 м уменьшение и осложнение порового пространства происходит за счет развития вторичных межзерновых контактов и выделения аутигенных минералов. Причем влияние последних на физические свойства неравноценно и определяется формами их кристаллизации. Если аутигенный кварц нарастает на зернах аллотигенного кварца, то происходит изменение первичной формы зерен, объема, конфигурации и сообщаемости пор, что' обусловливает снижение емкостных и фильтрационных свойств пород. Аутигенные карбонаты выпадают с образованием спонтанных центров кристаллизации, рассеянных внутри породы. В этом случай существенно снижается эффективная емкость пород. Поры становятся извилистыми, щелевидными, часто пережатыми и изолированными.
Глубже 3600 м обломочные породы уплотнены до предела и сцементированы регенерационным кварцевым цементом, который, повышая жесткость пород, создает благоприятные условия для их растрескивания. Не менее существенное влияние на перестройку структуры пород на этих глубинах оказал катакластиче- ский динамометаморфизм, под воздействием которого хрупкие породы растрескивались. Это способствовало образованию терригенных трещинно-поровых и трещинных коллекторов на Левкинской площади на глубине 4000—5000 м. Трещины минерализованные и открытые наблюдаются по всему разрезу и во всех разновидностях пород. Расположены трещины в основном перпендикулярно и параллельно напластованию. Распределение трещин в керне чаще всего неравномерное. Расстояние между ними колеблется от 0,5 до 5-—6 см, но встречаются интервалы, где керн разбит трещинами на остроугольные обломки.
При микроскопических исследованиях зафиксированы четыре генерации трещин. К самой ранней генерации I относятся-прямолинейные трещины механического заполнения раскрытостью 0,016—2 мм. Выполнены эти трещины материалом самой породы, только сильно перемятым и перетертым. Генерация II представлена трещинами узкими (0,016—0,032 мм), извилистыми, выполненными халцедоном. Трещины генерации III (0,016—1 мм) заполнены крупнокристаллическим кальцитом изометрической и шестоватой формы. Трещины IV генерации — открытые и битумные. Раскрытость их колеблется в интервале 0,003—0,056 мм. Они извилистые; часто секут обломочные зерна. Иногда отмечается переход открытых трещин в поры различного размера и конфигурации.
В разрезе кумской свиты на Левкинскрй площади в интервале 4000—4500 м преобладают трещинно-поровые коллекторы, в которых емкостью в основном служат поры (гранулярная пористость 5—12%), а путями фильтрации — трещины. Гранулярные коллекторы встречены только в верхней части разреза кп = 124- 14%, &np = 2,4 мД). С глубины 4500 м распространены трещинные коллекторы, емкость которых определяется первичным межзерновым поровым пространством (обычно имеющим небольшую открытую межзерновую пористость -2 4- 5%) и пространством самих трещин. Трещинная пористость 0,17— 0,18%, проницаемость 12,5—24,9 мД.
Таким образом, для флишевого разреза кумской свиты южного борта Западно-Кубанского прогиба выделены следующие зоны распространения различных типов коллекторов: 1) до глубины 3500 м — гранулярные коллекторы; 2) 3500 4-4500 м — гранулярные, трещинно-поровые и трещинные; преобладают трещинно-поровые; 3) глубже 4500 м — трещинные коллекторы.
Ожидать сохранения гранулярных коллекторов на больших глубинах в разрезах флишевого типа можно только в случае заполнения коллекторов углеводородами до глубины свыше 3500 м или же в других литофациальных зонах, где разрез кумской свиты не представлен флишем и имеются мощные пачки песчано-алевритовых пород. Подтверждением последнего является факт получения газоконденсата в скв. 1 Северской площади из пород кумской свиты, залегающих глубже 5000 м.
Разрез кумской свиты на этой площади представлен чередованием пластов
алевролитов мощностью 10—12 м с прослоями глин. Текстуры однородные, массивные, обломочный материал алевролитов более крупный, с примесью зерен псаммитовой размерности (10%), отсортирован лучше. Вероятно, зона накопления кумских отложений на Северской площади была отделена подводит# барьером от узкой грабенообразной впадины на территории южного борта Западно-Кубанского прогиба. Накопление осадков происходило в условиях спокойного тектонического режима и интенсивного поступления в бассейн терригенного материала.
Алевролиты по составу кварцевые и глауконит-кварцевые с содержанием цементирующего глинистого вещества 10—13%. Тип цементации пленочный, контактовый. Из аутигенных минералов отмечены сидерит, доломит и кварц регенерации. Основное влияние на ухудшение физических свойств оказывает кварц регенерации. Остальные же минералы встречаются в небольших количествах (2—4%) и существенно не могут изменить физических свойств. Алевролиты характеризуются пористостью 11,5—18,4%, проницаемостью 1—9,5 мД. Однако наиболее интересные части разреза керном не представлены.
Таким образом, сравнение интенсивности катагенетических преобразований алевролитов из разных литофациальных зон, находящихся в различных тектонических условиях показало, что в активных тектонических зонах на больших глубинах, в зоне повышенных давлений и температур интенсивность катагенбти- ческих изменений нарастает, что приводит к образованию терригенных трещинных и трещинно-поровых коллекторов. В случае же спокойного тектонического режима при наличии мощных пачек песчано-алевритовых пород можно ожидать на глубине 5000 м присутствие гранулярных коллекторов.
УДК 552.5 (479)
С. Ф, СУЛЕЙМАНОВА, Н, В, КЛЯЦКО
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПОРИСТОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВСРЕДНЕПЛИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АПШЕРОНО-ПРИБАЛХАНСКОЙТЕКТОНИЧЕСКОЙ ЗОНЫ
Промышленная нефтегазоносность среднеплиоценовых отложений Апшероно- Прибалханской тектонической зоны обусловливает необходимость изучения факторов, которые влияют на емкостные свойства пород-коллекторов, залегающих на глубинах свыше 3000 м.
Мы остановимся на рассмотрении влияния различных факторов на пористость, пород среднеплиоценовых отложений Апшероно-Прибалханской тектонической зоны: Апшеронский архипелаг — площади Бахар, о. Песчаный; Прибалханская зона — площади б. Жданова, Огурчинская.
Отложения среднеплиоценового возраста представляют собой огромную по мощности толщу пород, охватывающую значительную часть разреза Южно- Каспийской впадины. На Юго-Всточном Кавказе она носит название продуктивной толщи, а в Западной Туркмении и прилегающей к ней акватории Южного Каспия — красноцветной.
По пробуренным на протяжении 10—15 лет сверхглубоким скважинам (глубже 3000 м) в пределах Апшеронского и Бакинского архипелагов, Прибалхан- ской тектонической зоны Западной-Туркмении установлена промышленная нефтегазоносность продуктивной и красноцветной толщ; отмечено также, что с глуби- ной не наблюдается ухудшения литофизических и литофациальных особенностей пород-коллекторов.
С целью оценки емкостных и фильтрационных свойств пород-коллекторов продуктивной (площади Бахар, о. Песчаный) и красноцветной (площади о. Жданова, Огурчинская) толщ на больших глубинах (3000—5000 м) обработаны результаты анализов более 200 образцов. По проведенным анализам средняя пористость песчано-алевритовых пород на б. Жданова составляет 16%, проницаемость — 10 мД, а на площади Огурчинская средняя пористость 19,7%, проницаемость — 31 мД.
Некоторые исследователи утверждают, что вследствие гравитационного уплотнения пород на больших глубинах значительно сокращаются поровые 70
каналы и ухудшаются фильтрационные свойства пород (Л. А. Буряковскии, Б. М. Листенгартен и др., 1967). Это предположение не подтверждается результатами исследований пород по материалам сверхглубокого бурения, проведенных на протяжении последних лет. Предполагают, что гравитационное уплотнение терригенных пород происходит до определенной глубины, затем после стабилизации упаковки зерен особого изменения пород-коллекторов не наблюдается г. Этот вывод подтверждается на примере площади Бахар.Пористость песчано-алевритовых пород балаханской свиты продуктивной толщи с глубиной (3600—4500 м) не 1 п™а. няются от 13,6% в горизонте V доканалы и ухудшаются фильтрационные свойства пород (Л. А. Буряковскии, Б. М. Листенгартен и др., 1967). Это предположение не подтверждается результатами исследований пород по материалам сверхглубокого бурения, проведенных на протяжении последних лет. Предполагают, что гравитационное уплотнение терригенных пород происходит до определенной глубины, затем после стабилизации упаковки зерен особого изменения пород-коллекторов не наблюдается г. Этот вывод подтверждается на примере площади Бахар.Пористость песчано-алевритовых пород балаханской свиты продуктивной толщи с глубиной (3600—4500 м) не 1 п™а. няются от 13,6% в горизонте V доуменьшается. Средние 17,7% в горизонте X.уменьшается. Средние 17,7% в горизонте X.ее значения изме-ее значения изме-аа66Пористость породПористость породя,^60я,^60пЛ- 60-пЛ- 60-ПЛо60-ПЛо60-40402020АлебролитыАлебролиты1212пЛ-пЛ-240 6 12 24 КПЛ»6240 6 12 24 КПЛ»6ПЛ- 60ПЛ- 6040402020ПескиПески0 60 60 6 120 6 124040202024 4824 480.14600.14604040202060Пески4060Пески402020АлебролитыАлебролиты0 6 12 24 480 6 12 24 48 ад0 6 12 24 480 6 12 24 48 адп,%60п,%6040402020iiАлебролитыАлебролиты0 6 12 24 46 ад0 6 12 24 46 адАлебролитыАлебролиты0 6 12 24 46 ад0 6 12 24 46 ад
каналы и ухудшаются фильтрационные свойства пород (Л. А. Буряковскии, Б. М. Листенгартен и др., 1967). Это предположение не подтверждается результатами исследований пород по материалам сверхглубокого бурения, проведенных на протяжении последних лет. Предполагают, что гравитационное уплотнение терригенных пород происходит до определенной глубины, затем после стабилизации упаковки зерен особого изменения пород-коллекторов не наблюдается г. Этот вывод подтверждается на примере площади Бахар.
Пористость песчано-алевритовых пород балаханской свиты продуктивной толщи с глубиной (3600—4500 м) не 1 п™а. няются от 13,6% в горизонте V до
каналы и ухудшаются фильтрационные свойства пород (Л. А. Буряковскии, Б. М. Листенгартен и др., 1967). Это предположение не подтверждается результатами исследований пород по материалам сверхглубокого бурения, проведенных на протяжении последних лет. Предполагают, что гравитационное уплотнение терригенных пород происходит до определенной глубины, затем после стабилизации упаковки зерен особого изменения пород-коллекторов не наблюдается г. Этот вывод подтверждается на примере площади Бахар.
Пористость песчано-алевритовых пород балаханской свиты продуктивной толщи с глубиной (3600—4500 м) не 1 п™а. няются от 13,6% в горизонте V до
уменьшается. Средние 17,7% в горизонте X.
уменьшается. Средние 17,7% в горизонте X.
ее значения изме-
ее значения изме-
а
а
6
6
Пористость пород
Пористость пород
я,^60
я,^60
пЛ- 60-
пЛ- 60-
ПЛо60-
ПЛо60-
40
40
20
20
Алебролиты
Алебролиты
12
12
пЛ-
пЛ-
240 6 12 24 КПЛ»
6
240 6 12 24 КПЛ»
6
ПЛ- 60
ПЛ- 60
40
40
20
20
Пески
Пески
0 6
0 6
0 6 12
0 6 12
40
40
20
20
24 48
24 48
0.14
60
0.14
60
40
40
20
20
60
Пески
40
60
Пески
40
20
20
Алебролиты
Алебролиты
0 6 12 24 480 6 12 24 48 ад
0 6 12 24 480 6 12 24 48 ад
п,%
60
п,%
60
40
40
20
20
i
i
Алебролиты
Алебролиты
0 6 12 24 46 ад
0 6 12 24 46 ад
Алебролиты
Алебролиты
0 6 12 24 46 ад
0 6 12 24 46 ад
Рмс. 1. Гистограммы пористости песчано-алевритовых пород продуктивной и красноцветнойтолщ.
Площадь: а —о. Песчаный, б — Бахар, в — Огурчинская, г — б. Жданова
свиты «перерыва» несколько уменьшается (13%), но не настолько, чтобы считать нижележащие толщи пброд не перспективными в отношении газоносности.
Уменьшение темпа уплотнения терригенных пород с глубиной и незначительное изменение пористости связано с тектоническим режимом рассматриваемых зон (Апшеронской и Прибалханской), который характеризовался колебательными движениями большой продолжительности, что привело к постепенной смене грубозернистых осадков мелкозернистыми, лучше отсортированными; этим и объясняется их меньшее уплотнение на глубинах свыше 3000 м. В результате происходит сохранение поровых каналов или их незначительное сужение. Причем песчано-алевритовые породы поддаются уплотнению в меньшей степени, чем глины.
Выяснено, что в Западной Туркмении поровый объем песчано-алевритовых и глинистых пород в результате их гравитационного уплотнения уменьшается интенсивно до 3000—3500 м; ниже этой глубины темп уплотнения значительно
уменьшается и существенных изменений пористости не наблюдается. Хорошо отсортированные песчано-алевритовые породы красноцветной толщи при погружении на глубину свыше 5000 м уплотнились на 50%, сохранив высокую пористость 18% (А. И. Алиев и др., 1974 г.).
В Апшероно-Прибалханской тектонической зоне эта закономерность наблюдается на площадях о. Песчаный, Бахар, б. Жданова, Огурчинская, где при содержании в породах более 80% песчано-алевритовой фракции на глубине свыше 4925 м сохранялось значение пористости около 25%. Увеличение глинистого материала с преобладающим количеством монтмориллонита в гранулярных коллекторах продуктивной толщи (Апшеронский архипелаг) приводит к тому, что на больших глубинах степень уплотнения пород не только уменьшается, но
ааРис. 2. Графики зависимости коэффициента пористости от карбоиатностаРис. 2. Графики зависимости коэффициента пористости от карбоиатноста
а
а
Рис. 2. Графики зависимости коэффициента пористости от карбоиатноста
Рис. 2. Графики зависимости коэффициента пористости от карбоиатноста
Площадь: а — б. Жданова, б — Бахар, в — о. Песчаный, г — Огурчинская
и происходит их разуплотнение. Причина этого заключается в количественном содержании связанной воды. Связанная вода препятствует уплотнению монтмориллонитовых глин под действием геостатической нагрузки.
Фациальная обстановка оказала влияние на образование аллотигенного глинистого и хемогенного карбонатного цемента, обогащающего мелкозернистые, хорошо отсортированные песчано-алевритовые осадки, формировавшиеся на значительном удалении от береговой линии.
Пористость зависит также от неоднородности гранулометрического состава. По результатам анализов песчано-алевритовых пород были подсчитаны коэффициенты отсортированности для каждого горизонта отдельно. На площади Бахар отсортированность пород с глубиной от горизонта V к свите «перерыва» и ниже незначительно улучшается. В горизонте V коэффициент отсортированности 50 = 4,6, в горизонте X 5о = 4,2, надкирмакинском горизонте 5о = = 3,9. Происходит смена плохо отсортированных пород среднеотсортирован- ными, что отражается на показаниях пористости. Средняя пористость пород в горизонте V составляет 13,6%, а в горизонте X—20,2%.
Некоторое отклонение значений пористости от ^тенденции к увеличению с глубиной наблюдается в горизонте VII (&п = 20,4%, а 50 = 4). Следовательно, среднеотсортированные песчано-алевритовые породы с глубиной уплот- 72
няются меньше и сохраняют хорошую пористость, имеющую тенденцию к увеличению.
Для оценки преобладающих значений пористости песчано-алевритовых пород по глубинам свыше 3000 м построены гистограммы по типам пород (рис. 1), на которых видно, что на площадях о. Песчаный и Бахар свыше 80% определений пористости колеблются от 9 до 24%, а на площадях б. Жданова и Огурчинская преобладающие значения пористости варьируют в пределах 12—36%.
Одним из факторов, оказывающих влияние на пористость песчано-алевритовых пород, является карбонатность. После статистической обработки более 200 образцов песчано-алевритовых пород, отобранных на глубине свыше 3000 м с площадей б. Жданова, Огурчинская, Бахар, о. Песчаный, построены корреляционные таблицы для уточнения зависимости, изменения пористости от кароо- натности, по которым определены коэффициенты корреляции г. Они свидетельствуют об обратной связи исследуемых параметров [для площадей Бахар г = = —0,36, о. Песчаный г = —0,48, б. Жданова г = —0,6 (рис. 2)]. С глубиной карбонатность с небольшим колебанием уменьшается.
Таким образом, изменение пористости на глубине свыше 3000 м в Апшероно- Прибалханской тектонической зоне зависит от ряда факторов, таких, как тектонический фактор, гранулометрический и минеральный состав, степень отсортиро- ванности, карбонатность и степень уплотнения пород.
УДК 549.514 : 553.98
Г. Н. ПЕРОЗИО
ОСОБЕННОСТИ КАТАГЕНЕТИЧЕСКОГО ПРЕОБРАЗОВАНИЯ КВАРЦА
В РАЗЛИЧНЫХ ПО ВЕЩЕСТВЕННОМУ СОСТАВУ ПОРОДАХНА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Вторичному кварцу посвящено немало работ [2, 3 и др.], однако в литературе почти отсутствуют сведения о количестве новообразованного и растворенного кварца в песчано-алевритовых породах.
В песчаниках и алевролитах мезозоя Западно-Сибирской плиты аутигенный кварц Кв появляется на глубине 1450—1625 м; его количество вниз по разрезу растет, достигая максимума в интервале 2650—2850 м, а затем падает. Различаются следующие модификации вторичного кварца: друзовидная, каемки-грани, коровая, корродированная. На рис. 1 можно видеть, что большое количество вторичного кварца (до 16%) возникает в среднезернистых разностях и меньше (до 8%) в алевролитах. Наиболее распространены в разрезе вторичные каемки- грани. Вначале это еле видимые образования шириной до 0,003—0,007 мм; с глубиной они увеличиваются до 0,03—0,05 и реже 0,07 мм (до 2700—3000 м) и затем вновь уменьшаются до 0,007—0,003 мм. Поровые образования кварца чаще встречаются в более тонкозернистых породах; корродированная модификация наблюдается преимущественно в низах разреза.
Различно изменение обломочного кварца в зависимости от состава пород. Здесь приведены данные об изменении кварца на глубинах свыше 2500 м. Применение методики Шутова [5] позволило выявить в разрезе мезозоя ассоциации литокластитов, кислых аркозов и мезомиктово-кварцевых песчаников.
Литокластиты почти повсеместно распространены в тюменской, меньше в кия- линской, тарской и куломзинской свитах. Они сложены кварцем (20—60%), полевыми шпатами (7—40%) и обломками различных, но преимущественно преобразованных осадочных (аргиллиты, глинистые и серицито-хлоритовые сланцы, кремни, кварциты) пород (28,7—70%).
В литокластитах, развитых на глубине свыше 2500 м, процессом регенерации охвачено от 3,5 до 50 (реже 75%) обломочного кварца. Друзовидная модификация практически не встречается; грани корродированы, резко преобладают тонкие каемки аутигенного кварца шириной 0,002—0,003 мм. Количество аутигенного кварца составляет 0,32—1,04% и редко достигает 7%. Характерным является наложение процессов выщелачивания, стилолитизации и растворения под давлением на более ранний процесс регенерации кварца, в результате чего аутигенный кварц частично, а местами и полностью корродируется. Нередко
Глубина, м
Регенерация кварца (2),
t »
Глубина, *•
is
eZ^j Медианный be <*4 диаметр, мм
•к Я
Регенерация кварца(2)Х
Глубина, М
Регенерация к8арца(У,%
Й
61
Гранулометри ческий состав. */о
ЙЁ ^1
Каличесфеемж1мо'1не- кварца ,
Количество вторичного кварца (1),”/е
Гранулометрический состав, °/0
Количество вторичного кварца ( f), %
Гранулометрический состав, “/о
количество вторичного кварца (f),V*
Медианный диаметр, мм
Коэффициентотсоотированмостиколичества одломочногОкварца,
§3g§^^^
HilfniW^ rtf
лА
1_
Медианный диаметр, коэффициент ртсортированности Коли чест во овломочпе - го кварца.
указанными процессами затронут и обломочный кварц, который принимает уплощенную вытянутую форму и фестончатые, часто с глубокими «заливами» (до 0,07—0,08 мм) очертания.
Кислые аркозы широко развиты в отложениях киялинской, тарской, кулом- зинской, васюганской и реже тюменской свит. В их составе кварц составляет 31,3—65%, полевые пшаты 25—52% и обломки пород 10—25%. Среди полевых шпатов резко преобладают альбиты — 5—10, олигоклазы № 11—20, ортоклаз и микроклин; часты пертиты; меньшую роль играют олигоклазы № 23—28, андезины № 32—47 (от долей до 26,8%).
В кислых аркозах регенерировано 24—94% обломочного кварца. Преобладают каемки — грани шириной 0,004—0,04 мм; регенерация частичная, реже
Рже. 2. Содержание аутигенного кварца в песчаниках и алевролитах Западно-Сибирской плитыРже. 2. Содержание аутигенного кварца в песчаниках и алевролитах Западно-Сибирской плиты
Рже. 2. Содержание аутигенного кварца в песчаниках и алевролитах Западно-Сибирской плиты
Рже. 2. Содержание аутигенного кварца в песчаниках и алевролитах Западно-Сибирской плиты
полная. Количество аутигенного кварца изменяется от 0,46 до 9,3%. Растворением охвачено 32—44% обломочного и вторичного кварца. Развиты стилолиты с глубокими сутурами до 0,056—0,07 мм. С увеличением глубины начинают преобладать корродированные «остаточные» грани аутигенного кварца.
На глубине свыше 3500 м особого различия в преобразовании аркозов и лито- кластитов не наблюдается. В породах резко преобладают тонкие (до 0,002— 0,003 мм) «остаточные» каемки аутигенного.кварца, общее содержание которого снижается до 0,52—3,75%. Усиливаются процессы растворения кварца. Среди них преобладает выщелачивание, меньше стилолитизация и растворение под давлением.
Мезомиктово-кварцевые песчаники встречаются реже. Для них характерно более высокое содержание кварца (53—75%), меньшее полевых шпатов (10— 24%) и обломков пород (15—25%). Эти песчаники характеризуются интенсивной регенерацией кварца (до 100%). Часто развиты широкие каемки-грани, которые сохраняют правильные кристаллографические очертания и нередко оконтури- вают свободные трех- и четырехугольные поры. Местами встречается друзовидный кварц. Общее количество аутигенного кварца высокое (до 9,3—15,96%). По сравнению с описанными выше породами процесс растворения кварца здесь менее интенсивен. Глубина растворения обломков частичная и равна 0,003— 0,08 мм. \
Изучение многочисленных разрезов позволило выявить их катагенетиче- скую зональность по изменению обломочного кварца (сверху вниз): I зона —
неизмененного кварца и начального выщелачивания (до глубины 1400—1500 м); II зона — регенерация кварца (в интервале 1500—3000 м); III зона— интенсивного выщелачивания и растворения кварца под'давлением (для разных пород 2700—3000 м и ниже). Несколько иной тип зональности установлен по изменению кварца Б. К. Прошляковым [3] в разрезе мезозоя Прикаспийской впадины.
О генезисе вторичного кварца существуют противоречивые мнения. Одно из них — об активном участии подземных вод при образовании аутигенного кварца [3] — достаточно убедительно иллюстрируют рис. 2—4.
Казалось бы, практически почти полное совпадение полей распространения аутигенного кварца (см. рис. 2), растворенного кварца из пород (см. рис. 3)
Д000■•1
151015 К8,"/о
Рис. 3. Количество растворенного кварца из песчаников и алевроли-тов Западно-Сибирской плиты
и кремнезема (SiO2) в подземных водах (см. рис. 4) противоречит логическим представлениям. При этом зонам выщелачивания^! и III) соответствуют и пони- женные количества SiOa в подземных водах.
Тем не менее все эти данные хорошо увязываются с теми сложными процессами, которые происходят в системе порода + вода в меняющихся термобарических условиях.
Необходимо отметить высокое (до 390 мг/л) содержание кремнезема в подземных водах, вполне достаточное для выпадения его в осадок [4]. Надо полагать, что концентрация SiO2 в подземных водах могла быть и выше, о чем свидетельствуют фактический материал работы и экспериментальные данные по растворимости кварца с повышением температуры. Со временем количество SiO3 в водах постоянно меняется: при выщелачивании из пород повышается, при регенерации кварца понижается. Этим объясняется и некоторое смещение верхней и нижней границ на рис. 2 и 4, а также на рис. 3 и 4. Таким образом, в подземных водах существует несколько генераций SiO2, которые условно можно подразделить на «остаточные» и «новообразованные». В тех водах, где содержание кремнезема невелико, очевидно, почти весь его запас израсходован на синтез кварца, т. е. здесь кремнезем «остаточный». Там же, где наблюдаются повытеипьте содержания SiO2, преобладает кремнезем «новообразованный».
Верхняя граница зоны кварцевой регенерации обусловлена прежде всего температурным фактором: он образуется при температуре не менее 55° С. Именно такие температуры и характерны для глубины 1400—1500 м. Более низкий геотермический градиент для Прикаспийской впадины [31 обусловливает смещение зоны регенерации вниз на большую глубину (верхняя граница 2000 м).
Приуроченность значительного содержания SiO2 в подземных водах к тем же термобарическим условиям, при которых отмечаются повышенные содержания аутигенного кварца в породах, обусловливается, по-видимому, двумя факторами:
//,м
200,
5$02,мг/л5$02,мг/лРис. 4. Содержание кремнезема в подземных водах осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (по Ю. Г. Зимину)Рис. 4. Содержание кремнезема в подземных водах осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (по Ю. Г. Зимину)
5$02,мг/л
5$02,мг/л
Рис. 4. Содержание кремнезема в подземных водах осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (по Ю. Г. Зимину)
Рис. 4. Содержание кремнезема в подземных водах осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (по Ю. Г. Зимину)
вертикальной миграцией SiO2 из зоны выщелачивания (III) в зону регенерации (II) в связи с неблагоприятными условиями первой из них (более высокие температуры, минерализация вод) для осаяедения кварца; 2) формированием SiO2 за счет распада силикатов и выщелачивания кварца под воздействием СО2, т. е. при наложенных наиболее молодых процессах разуплотнения пород. Таким образом, повышенные содержания SiO2 в подземных водах могут быть одним из критериев наличия разуплотненных пород в разрезе.
Приведенные данные позволяют прийти к выводу, что катагенетические преобразования кварца в породах различного типа способствуют и некоторому изменению их первичного состава в сторону большей кварцевости для мезомиктово- кварцевых и аркозовых пород и большей «граувакковости» для литокластитов.
Неравномерность катагенетического преобразования обусловливает и коллекторские свойства пород. Обычно литокластиты оказываются менее пористыми и практически непроницаемыми, в то время как остальные ассоциации сохраняют и пористость, и проницаемость. По имеющимся данным, уже на глубинах до 3260 и литокластиты, хотя и сохраняют пористость открытую в пределах 15,2—30% и эффективную до 6,4—1,1%, многие из них уже практически непроницаемы. На тех же глубинах в аркозах и мезомиктово-кварцевых песчаниках пористость открытая 10,2—19,4%, эффективная 14,5—12,2%, проницаемость 0,009— 50,86 мД.
„СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Аникина Г. А., П е р о з и о Г. Н. Аннотация к программе для вычисления вторичного кварца. — «Труда СНИИГГИМС», 1968, вып. 79, с. 163—164 с ил.
ДепплесЭ. К. Диагенез (и катагенез) песчаников. — в кн.: Диагенез и катагенез осадочных образований. М., «Мир», 1971, с. 92—121.
Црошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 232 с. с ил. .
Резапова Н. М. Экспериментальные данные о влиянии различных глинистых минералов на осаждение кремнезема. — «ТрудыСНИИГГИМС», 1971, вып. 127, с, 76—86сил.
Шутов В. Д. Классификация песчаных пород. — «Литология и полезные ископаемые», 1967, № 5, с. 86—103 с ил.
УДК 552.5 : 551.31
Н. Н. БАКУН, Л. А. КОДЕРУ БА
МОРФОЛОГИЧЕСКИЕ РАЗНОВИДНОСТИ ВТОРИЧНОГО ПОРОВОГОПРОСТРАНСТВА КАК ПОКАЗАТЕЛЬ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ
ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ
Детальное изучение изменений состава и свойств коллекторов в мезокай- нозойских отложениях на нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождениях Северо-Восточного Предкавказья, Юго-Восточной Туркмении, Ферганы, Степного Крыма, а также отдельных месторояодений Западной Сибири, Мангышлака, Днепровско-Донецкой впадины, Тимана позволило установить, что показателями изменения свойств терригенных пород-коллекторов при воздействии различных факторов являются различные морфологические разновидности вторичного порового пространства.
Применение методики насыщения пород-коллекторов окрашенной формаль- дегидно-резорциновой смолой, разработанной во ВНИГНИ с целью изучения в окрашенных шлифах генетических особенностей пород-коллекторов, в частности влиянии изменений пород при катагенезе на их свойства; показало, что во многих случаях в породах-коллекторах отмечаются различные морфологические разновидности новообразованных участков порового пространства. Такие участки играют важную роль в сохранении и формировании коллекторов на больших глубинах. Они могут служить показателем изменения свойств пород. Их морфологические разновидности отражают влияние факторов, благоприятствующих формированию коллекторов.
Определение первичности (унаслбдованности) и вторичности (новообразован- ности) разных участков порового пространства коллектора — очень сложная задача, которая далеко не всегда может быть решена. В качестве критерия при установлении вторичности порового пространства необходимо использовать комплекс морфологических и генетических признаков пор в связи с катагенетиче- скими минералого-структурными преобразованиями пород-коллекторов. Для разрешения генетических вопросов и определения относительного времени (этапа) образования пористости проводился сравнительный стадиальный анализ изменений аналогичных по составу разностей пород-коллекторов, залегающих совместно, но резко различающихся по емкостным и фильтрационным свойствам.
В общем комплексе морфологических и генетических признаков вторичной пористости можно выделить четыре группы признаков.
Сочетание сравнительно однородного гранулометрического состава и неоднородности расположения зерен либо различия в компактности расположения зерен в пределах шлифа.или в разных шлифах из одного интервала разреза. -Участки менее компактного расположения зерен при существовании следов растворения зерен, цемента или при появлении пор аналогичных по морфологии пойкилитовым прорастаниям кальцита, ангидрита и т. п. могут рассматриваться как результат развития вторичного порового пространства.
Присутствие пор, которые по размерам или морфологии не совпадают со структурой, образованной твердой фазой породы-коллектора. Это могут быть
поры, размеры которых превышают размер обломочных зерен, щелевидные поры, длина которых больше диаметра смежных обломочных зерен, и т. п. Если имеются признаки растворения смежных участков твердой фазы, можно сделать заключение о вторичности таких участков порового пространства.
Наличие признаков растворения обломочных зерен:
растворение поверхностных частей зерен, приводящее к образованию в зернах «нищ», «заливов» с мелкоизвилистой поверхностью, которые являются обычно продолжением смежных пор; они нарушают округлые или угловатоокруглые сечения обломочных или регенерированных зерен, сохраняющиеся в тех участках, которые смыкаются с соседними зернами (протяженные, конформные контакты) или окружены цементом;
растворение внутренних частей зерен, наблюдающееся обычно у зерен полевых шпатов, эффузивов, обломков пород; образующиеся отдельные полости различных размеров или их системы (по двойникам плагиоклазов) наблюдаются у зерен (или в тех частях зерен), которые примыкают к порам. В зернах аналогичного состава, находящихся в плотных участках породы или окруженных цементом, внутризерновое растворение наблюдается реже.
Развитие признаков растворения цемента, особенно характерные для цемента карбонатного или сульфатного состава:
существование в цементе пор, которые имеют извилистые, мелкозубчатые границы, что типично для случаев растворения кристаллических зерен;
присутствие реликтов зерен цемента, подвергшихся растворению и имеющих извилистые границы в центральных частях пор или в тупиковых ограничениях пор.
Можно наметить два комплекса факторов, влияющих на формирование вторичной пористости.
Комплекс стадиальных факторов (изменение термобарических условий с глубиной и обусловленное им изменение состава пластовых вод) определяет формирование внутризерновой и частично межзерновой вторичной пористости на определенных глубинах. Некоторые условия их развития анализируются в работах Н. А. Минского, М. К. Калинко.
Комплекс нестадиальных факторов наложенного типа, среди которых следует отметить изменения палеогидрогеологического режима (межформационные вертикальные перетоки флюидов), воздействие больших концентраций углекислоты "и т. п. Проявление таких факторов не связано с определенными глубинами.Но более [благоприятными для их проявления являются большие глубины (более 2—3 км). На таких глубинах свойства коллекторов будут определяться сокращающимся унаследованным поровым пространством и формирующимися вторичными порами. х
Для прогнозирования свойств коллекторов на больших глубинах необходимы изучение связи процессов сохранения и формирования их свойств с гидрогеологическими условиями, разработка методики палеогидрогеологических реконструкций с учетом данных стадиального анализа.
Формирование участков вторичного порового пространства в коллекторе приводит к улучшению его свойств. Анализ свойств коллекторов, где отмечается явное развитие вторичной пористости, и тех, где ее развитие не установлено, показывает, что при развитии новообразованной пористости происходит увеличение открытой пористости, возрастание доли эффективной пористости, резкое увеличение проницаемости, причем отношение проницаемости, перпендикулярной к слоистости и параллельной ей, может приближаться к единице. На микрофотографиях шлифов, особенно цветных, можно провести реконструкции палеопористости при подсчете площади межзерновых пор и площади «ниш» в обломочных зернах, площади участков растворения цемента и т. п.
Используя в качестве критериев соотношение размеров обломочных зерен и вторичных пор, морфологию вторичных пор и их границ, развитие вторичных пор по разным частям твердой фазы коллектора, можно выделить в терригенных коллекторах два основных вида вторичной пористости: межзерновую и внутри-: зерновую (см. таблицу).
Для межзерновой вторичной пористости установлено несколько разновидностей.
Изменение свойств терригенных коллекторов при развитии в них вторичной межзерновой пористости
Морфологические разновидности вторичной пористости, устанавливаемые в шлифах
Увеличение
пористости, %
проницаемости
открытой
эффективной
I. Соединяющиеся поры сложной формы. Их размеры могут превышать преобладающий размер обломочных зерен. Границы частично мелкоизвилистые
В 3-4 раза
Перез
В 15 раз
од в высшие коллекторов
Значительное классы
II. Щелевидные поры по длине больше максимальных размеров зерен. Границы обычно мелкоизвилистые
До 3%
Перех
До 15%
од в высшие коллекторов
Значительное классы;
III. Освобожденные межзерновые поры, размер у которых меньше обломочных зерен. Отличаются от соседних пор отсутствием карбонатных или других минералов, входящих в состав цемента. Нередко сохраняются реликты этих минералов, имеющие мелкоизвилистые границы
До 20% | В 2 раза
Переход в высшие коллекторов
На порядок классы
IV. Расширения межзерновых пор и каналов; размер их меньше половицы диаметра зерен, они имеют вид «ниш» и «заливов» неправильной формы с мелкоизвилистыми границами, которые нарушают: а) поверхность обломочных зерен; б) поверхность кристаллических агрегатов цемента
До 3%
Улучшение же класса можен пе
До 5%
свойств В П] коллекторов, реход в выси
Незначительное
эеделах того Иногда воз- шй класс
Поры внутри обломочных зерен или кристаллических агрегатов цемента. Развиты преимущественно в зернах полевых шпатов, эффузивов, обломков пород, примыкающих к межзерновым порам. Реже встречаются в менее пористых участках породы
До 3%
Незначитель в пределах
Незначительно
ное улучше] того же клг торов
Практически не увеличивается тис свойств леса коллек-
Первая разновидность представлена соединяющимися порами сложной формы (рис. 1), размеры которых могут превышать размеры смежных зерен. Она образуется при интенсивном растворении цемента (карбонатного, сульфатного и др.) и частично-обломочных зерен кварца, полевых шпатов и т. и. При этом резко улучшаются исходные свойства коллекторов. Возможно также пре- . образование в коллекторы пород с очень низкими емкостными фильтрационными свойствами. Такие изменения могут иногда возникнуть при „ залегании пород близ поверхности (воздействие инфильтрацион- 80
Рис. 1. Соединяющиеся поры сложной формы, образованные при растворении цемента и частично обломочных зерен (первая разновидность межзерновой вторичной пористости).Рис. 1. Соединяющиеся поры сложной формы, образованные при растворении цемента и частично обломочных зерен (первая разновидность межзерновой вторичной пористости).1 — поры; 2 — обломочные-зерна и реге-нерационные каемки; 3 — цемент; 4 —каемки регенерации1 — поры; 2 — обломочные-зерна и реге-нерационные каемки; 3 — цемент; 4 —каемки регенерации
Рис. 1. Соединяющиеся поры сложной формы, образованные при растворении цемента и частично обломочных зерен (первая разновидность межзерновой вторичной пористости).
Рис. 1. Соединяющиеся поры сложной формы, образованные при растворении цемента и частично обломочных зерен (первая разновидность межзерновой вторичной пористости).
1 — поры; 2 — обломочные-зерна и реге-нерационные каемки; 3 — цемент; 4 —каемки регенерации
1 — поры; 2 — обломочные-зерна и реге-нерационные каемки; 3 — цемент; 4 —каемки регенерации
ных вод при перерывах осадконакопления). Доказана также возможность образования этой разновидности межзерновой вторичной пористости на больших глубинах (Л. Н. Капченко, 1974 г., Н. Н. Бакун, 1975 г.). В этом случае она формируется при воздействии агрессивных вод, насыщенных углекислотой, образующейся при преобразовании органического вещества или поступающей из глубин по зонам разломов.
В Северо-Восточном Предкавказье (Нефтекумская площадь) нами на примере пласта 1Ха (баррем) изучен процесс преобразования в коллекторы песчаников с карбонатным цементом при воздействии на них углекислоты, поступающей по зоне сброса. Карбонатность исходных песчаников 26—33%, открытая пористость 5,50—7,94%, проницаемость — доли миллидарси. Новообразованный коллектор имеет карбонатность менее 4%, открытую пористость до 16,6— 25,1 %,проницаемость до 128—161,2 мД. В зоне развития таких вторичных коллекторов на южном крыле структуры сформировалась литологическая ловушка, содержащая залежь нефти. Она окружена зоной цементации, где наблюдается сложное чередование кальцити- зации и окварцевания песчаников. Процесс образования и заполнения ловушки, по-видимому, не закончился и в настоящее время, о чем свидетельствуют аномалии пластового давления, состав вод и растворенных газов. Глубина залегания пласта IХа составляет 3300—3400 м.
Вторая разновидность межзерновой пористости — щелевидные протяженные поры (рис. 2). Ее развитие обусловливает резкое улучшение фильтрационных свойств коллектора при относительно небольшом увеличении открытой пористости, которая в основном является эффективной.
Такие поры наблюдались в кварцевых песчаниках нижнего карбона на глубине около 3700 м (Глинско-Розбы- шевское месторождение).
Третья разновидность,— освобожденные межзерновые поры (рис. 3). Она формируется при растворении цемента — карбонатного, сульфатного и т. п. Это приводит к увеличению открытой и эффективной пористости и проницаемости коллектора, что может определить его переход в высший класс коллекторов. Объём растворенного материала может достигать 10% объема исходной породы. Такая особенность, процесса, как интенсивный вынос вещества, позволяет предполагать его связь либо с активным движением пластовых вод, либо с поступлением инфильтрационных или пластовых вод иного состава из смежного или подстилающего комплекса отложений. Улучшение свойств коллектора может происходить в этих случаях на больших глубинах; тем самым нарушается региональная тенденция ухудшения свойств коллекторов с глубиной. Масштабы таких процессов при межпластовых перетоках могут быть весьма значительными. В Северо- Восточном Предкавказье межпластовые перетоки из юрских в нижнемеловые отложения обусловили развитие в последних вторичной «освобожденной» межзерновой пористости, с чем связаны необычно высокие (до 30%) значения открытой пористости коллекторов на глубинах порядка 3,5 км. Аналогичные преобразования коллекторов отмечались в различных районах, в частности в восточных районах Русской платформы (К. Р. Чепиков, Е. П. Ермолова и Н. А. Орлова, 1959 г.).
Четвертая разновидность межзерновой вторичной пористости (рис. 4) характеризуется в основном расширением пор при частичном растворении
обломочных зерен. Эта разновидность имеет широкое распространение, но не всегда отмечается исследователями. Она приводит к некоторому улучшению свойств коллекторов, в основном в пределах того же класса, к которому относится исходный коллектор. Объем растворенного вещества невелик и определяется, по-видимому, изменениями минерализации, значений pH и других характеристик пластовых вод.
Рис. 2. Щелевидные поры (вторая разно-Рис. 3. Освобожденные межзерновые порывидность межзерновой пористости)(третья разновидность межзерновой пористости)Рис. 2. Щелевидные поры (вторая разно-Рис. 3. Освобожденные межзерновые порывидность межзерновой пористости)(третья разновидность межзерновой пористости)
Рис. 2. Щелевидные поры (вторая разно-Рис. 3. Освобожденные межзерновые поры
видность межзерновой пористости)(третья разновидность межзерновой порис
тости)
Рис. 2. Щелевидные поры (вторая разно-Рис. 3. Освобожденные межзерновые поры
видность межзерновой пористости)(третья разновидность межзерновой порис
тости)
Рис. 5. Коллектор с унаследованной межэер-. новой и вторичной внутрнзерновой пористостьюРис. 5. Коллектор с унаследованной межэер-. новой и вторичной внутрнзерновой пористостью
Рис. 5. Коллектор с унаследованной межэер-. новой и вторичной внутрнзерновой пористостью
Рис. 5. Коллектор с унаследованной межэер-. новой и вторичной внутрнзерновой пористостью
Рис. 4. Расширения межзерновых пор в виде «ниш» и «заливов» при частичном растворении обломочных зерен (четвертая разновидность межзерновой пористости)
В отличие от межзерновой внутризерновая вторичная пористость (рис. 5) образуется в основном в терригенных коллекторах полимиктового состава. Важно отметить, что ее возникновение связано не только с серицитизацией или хлоритизацией полевых шпатов, эффузивов и т. п., но и с избирательным растворением отдельных систем двойников плагиоклазов, включений, причем сохранившиеся участки зерен могут оставаться свежими. Развитие пористости этого вида способствует увеличению открытой пористости, в то же время эта пористость не оказывает существенного влияния на увеличение эффективной пористости и про-
йицаемости коллекторов. Она формируется, по-видимому, в результате изменения хлоридно-натриевого состава пластовых вод при мезокатагенезе на хлоридно- кальциевый (растворение плагиоклазов, содержащих анортитовую молекулу). Внутризериовая пористость наблюдается в нефтеносных коллекторах Западной Сибири, Мангышлака, Туркмении.
При преобладающем развитии первой, второй и третьей морфологических разновидностей межзерновой вторичной пористости (см. таблицу) отмечено увеличение емкости и значительное улучшение фильтрационных свойств коллекторов, что определяет их переход в высшие классы коллекторов (по А. А. Ханину). При формировании четвертой разновидности межзерновой вторичной пористости в породах-коллекторах происходит незначительное увеличение проницаемости и пористости в пределах одного и того же класса коллекторов.
Внутризериовая вторичная пористость пока еще недостаточно изучена, и, вероятно, может быть выделено несколько морфологических ее разновидностей. В целом, по-видимому, при ее развитии увеличивается незначительно эффективная пористость и практически не изменяется проницаемость, что может приводить к некоторому улучшению только емкостных свойств в пределах одного и того же класса коллекторов.
УДК 552.5УДК 552.5Таким образом, практическую ценность имеет в основном межзерновая вторичная пористость. Ее разновидности обычно встречаются совместно, но среди них, как правило, одна-две являются ведущими. Морфологические разновидности вторичной пористости не обнаруживают четкой связи с определенными глубинами погружения коллектора. Они контролируются вещественным составом коллектора, его структурно-текстурными особенностями и факторами, благоприятствующими формированию вторичной пористости (палеогидрогеологический режим, особенности изменения химического состава флюидов и т. п.).
УДК 552.5
УДК 552.5
О. А. ЧЕРНИКОВ, А. И. КУРЕНКОВ
КЛАССИФИКАЦИЯ ПЕСЧАНО-АЛЕВРИТОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВПО СОВОКУПНОСТИ ИХ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ,
Исследование литологии нефтесодержащих пород, их структуры, состава, выявление закономерностей пространственного распределения коллекторов — неотъемлемая часть геологических работ, связанных как с разведкой, так и с разработкой нефтяных месторождении.
Эти исследования основаны на том, что физические, коллекторские свойства пород (в том числе песчано-алевритовых) зависят от их литологических особенностей. Иными словами, коллекторские свойства песчано-алевритовых пород являются функцей их литологических характеристик.
Нами разработан комплекс методов количественного литологического изучения песчано-алевритовых пород. На примере продуктивных отложений ряда месторождений (Туймазы, Муханово, Узень) были получены корреляционные зависимости между литологическими особенностями, пористостью и проницаемостью коллекторов (см. таблицу).
Низкие коэффициенты корреляции, отмечаемые для некоторых связей, не говорят, однако, об отсутствии зависимости или о слабом влиянии соответствующих литологических особенностей на пористость и проницаемость песчаников и алевролитов. Это может быть объяснено лишь относительно узким пределом изменений коллекторских и литологических свойств этих пород.
Пористость и проницаемость песчано-алевритовых пород определяются совокупностью всех литологических особенностей. Это подтверждается данными многомерного корреляционного анализа, в результате которого получены поли-
Коррелируемые параметрыКоррелируемые параметрыСредний диаметр зерен — пористость . . Коэффициент сортированности — пористость Параметр упаковки —пористость . . . Содержание цемента — пористость . . . Содержание кварца — пористость . . . Средний диаметр зерен — логарифм проницаемости Коэффициент сортированности — логарифм проницаемости ........Параметр упаковки — логарифм проницаемости . . Содержание цемента — логарифм проницаемости Содержание кварца — логарифм проницаемости Средний диаметр зерен — пористость . . Коэффициент сортированности — пористость Параметр упаковки —пористость . . . Содержание цемента — пористость . . . Содержание кварца — пористость . . . Средний диаметр зерен — логарифм проницаемости Коэффициент сортированности — логарифм проницаемости ........Параметр упаковки — логарифм проницаемости . . Содержание цемента — логарифм проницаемости Содержание кварца — логарифм проницаемости Коэффициент корреляцииТуймазы, пласт Д JМуханово, пласт CiУзень, горизонт Х^И+0,64+0,48+0,21—0,64-0,51-0,15—0,59-0,30—0,22-0,75-0,65-о;2б——+0,07+0,80+0,60+0,30—0,67-0,45-0,19-0,57-0,100,30—0,81—0,75-0,45——+0,05Коэффициент корреляцииТуймазы, пласт Д JМуханово, пласт CiУзень, горизонт Х^И+0,64+0,48+0,21—0,64-0,51-0,15—0,59-0,30—0,22-0,75-0,65-о;2б——+0,07+0,80+0,60+0,30—0,67-0,45-0,19-0,57-0,100,30—0,81—0,75-0,45——+0,05
Коррелируемые параметры
Коррелируемые параметры
Средний диаметр зерен — пористость . . Коэффициент сортированности — пористость
Параметр упаковки —пористость . . . Содержание цемента — пористость . . . Содержание кварца — пористость . . . Средний диаметр зерен — логарифм проницаемости
Коэффициент сортированности — логарифм проницаемости ........
Параметр упаковки — логарифм проницаемости . .
Содержание цемента — логарифм проницаемости
Содержание кварца — логарифм проницаемости
Средний диаметр зерен — пористость . . Коэффициент сортированности — пористость
Параметр упаковки —пористость . . . Содержание цемента — пористость . . . Содержание кварца — пористость . . . Средний диаметр зерен — логарифм проницаемости
Коэффициент сортированности — логарифм проницаемости ........
Параметр упаковки — логарифм проницаемости . .
Содержание цемента — логарифм проницаемости
Содержание кварца — логарифм проницаемости
Коэффициент корреляции
Туймазы, пласт Д J
Муханово, пласт Ci
Узень, горизонт Х^И
+0,64
+0,48
+0,21
—0,64
-0,51
-0,15
—0,59
-0,30
—0,22
-0,75
-0,65
-о;2б
—
—
+0,07
+0,80
+0,60
+0,30
—0,67
-0,45
-0,19
-0,57
-0,10
0,30
—0,81
—0,75
-0,45
—
—
+0,05
Коэффициент корреляции
Туймазы, пласт Д J
Муханово, пласт Ci
Узень, горизонт Х^И
+0,64
+0,48
+0,21
—0,64
-0,51
-0,15
—0,59
-0,30
—0,22
-0,75
-0,65
-о;2б
—
—
+0,07
+0,80
+0,60
+0,30
—0,67
-0,45
-0,19
-0,57
-0,10
0,30
—0,81
—0,75
-0,45
—
—
+0,05
номы связи. В качестве примера приведем полином, связывающий проницаемость песчано-алевритовых пород пласта Дх Туймазинского месторождения с его литологическими характеристиками:
daКвdPv
&пр = 0,89 + 0,267 ^- — 0,55-^- —0,85—
где Ц — содержание цемента; z — коэффициент отсортированное™ по шлифам; d — средний диаметр зерен; Ру — параметр упаковки; Кв — содержание кварца.
Пористость и проницаемость песчано-алевритовых пород могут быть выражены совокупностью их литологических свойств с помощью обобщающего литологического параметра. Он представляет собой алгебраическую сумму выражений, характеризующих литологические особенности породы. Так как каждая литологическая характеристика имеет свою размерность (средний диаметр зерен (мм), содержание цемента и кварца (%) и т. п.), а обобщающий литологический параметр необходимо выразить в виде безразмерной величины, то в качестве слагаемых при его выводе используют отношения конкретных значений каждой литологической характеристики к ее максимальному значению. Знак слагаемого определяется по данным анализа парных корреляционных связей между литологическими особенностями, пористостью и проницаемостью пород. Так как проницаемость и пористость пород находятся в обратной зависимости от содержания цемента, коэффициента отсортированности зерен, параметра упаковки, слагаемые, выражающие эти характеристики, в уравнении берутся со знаком минус. Соответственно, содержание кварца и величина среднего диаметра зерен пород связаны с их проницаемостью и пористостью прямой зависимостью и в уравнении имеют знак плюс. Напишем уравнение литологического параметра х:
L 1+। КвРуqЦ
d-тах Квтах Рутах Чтах Цтах
После некоторых преобразований уравнение приобретает окончательный вид:
Ь = 1+2</ + 0,01Кв— Ру—0,29-0,2Ц.
К у р е и к о в А. И. Влияние вещественного состава и структуры порового пространства песчано-алевритовых пород на продуктивность нефтяных пластов. М., изд. ИГиРГИ, 1975. 21 с. с ил.
Литологический параметр изменяется от —2 до +3, чаще всего от нуля до -j-2. Для продуктивных пластов Дх Туймазинского, Cj Мухановского и горизонта XVII Узеньского месторождений нами был рассчитан литологический параметр и установлена корреляционная связь его с проницаемостью пород. Связь имеет линейный характер, и ее теснота оценивается коэффициентом корреляции 0,86 ±0,03. Уравнение регрессии (см. рисунок) имеет вид
lgfcnp = 0,45L —0,33.
Если учесть, что литологические характеристики определяются по плоскопараллельным препаратам (шлифам), а проницаемость — в объеме, то полученная
Зависимость проницаемости от литологического параметра песчано-алевритовых пород.
1 — пласт Дх; 2 — пласт Cj; 3 — горизонт XVII
связь близка к функциональной. Она может быть использована для выработки классификации песчано-алевритовых пород по' комплексу их литологических особенностей.
Для коллекторов I класса с проницаемостью более 1000 мД по классификации А. А. Ханина (1969 г.) величина литологического параметра колеблется от 1,6 до 2,0, чаще всего составляя более 1,75, для класса II (АПр = 500—1000 мД) — от 1,4 до 1,9 (чаще 1,75), для III класса (Лпр= 100 4-500 мД) — 1,15 до 1,70 (чаще 1,6), для IV класса (Апр — 10 4-100 мД) — от 0,6 до 1,35 (чаще 1,25), для V класса (АПр< Ю мД) — от 0,4 до 0,9 (чаще 0,7).
Изложенные данные являются первым опытом классификации песчано- ялевритовых коллекторов по совокупности их литологических особенностей; они основаны на материалах изучения продуктивных/ пород пластов Д| Туйма- зинского, Cz Мухановского и горизонта XVII Узеньского месторождении. Следовательно, эти исследования требуют дальнейшего продолжения. В заключение •следует отметить, что литологический параметр хорошо коррелируется с удельной производительностью скважин.
УДК 553.061.32 (477.5)
С. В. ЛИТВИН, М. Е. ДОЛУ ДА,
С. Д. ХАРЧЕНКОх
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ КАЧЕСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД- КОЛЛЕКТОРОВ ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОЙ ВПАДИНЫ
НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Терригенные породы палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины характеризуются, разнообразием вещественного состава, структур и текстур, обусловленных различными условиями осадконакопления и постседиментационных преобразований. Тем не менее представляется возможным выделить в их составе несколько групп, в которых породы обладают рядом общих признаков, связанных с близкими физико-географическими обстановками формирования: например, хорошо отсортированные, тонкоотмученные, тонкослоистые морские глины, содержащие не более 5% примеси карбонатного и песчано-алевритового материала; разнОзердистые аллювиальные песчаники с грубой косой слоистостью и небольшим содержанием цемента сгусткового типа; мелко- и среднезернистые кварцевые песчаники прибрежно-морского генезиса со слоистостью, характерной для мелководья и др.
Породы каждой указанной группы вследствие общности состава и структуры примерно одинаково изменяются пдд влиянием процессов регионального эпигенеза. В результате оказываете^ возможным установить взаимосвязь между степенью стадийных изменений и показателями физических преобразований пород — плотностью, пористостью, отражательной способностью витринита и др.
На основании сопоставления открытой первичной пористости песчаников и отражательной способности витринита в воздухе Ва, используемой в качестве количественного критерия интенсивности постседиментационных процессов (рис. 1), для палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины была выявлена определенная приуроченность различных классов и типов терригенных пород-коллекторов к выделенным ранее (С. В. Литвин, М. Е. Долуда и др. [2]) вонам и подзонам регионального эпигенеза — катагенеза (см. таблицу). Исследования показали, что гипсометрическое положение этих зон даже в пределах одного геологического региона может значительно изменяться, поэтому для прогнозирования коллекторских свойств на больших глубинах необходимо определять их границы в каждом конкретном районе.
Судя по изменению с глубиной плотности глинистых пород (не содержащих более 5% других примесей), в Днепровско-Донецкой впадине намечаются три района, характеризующихся различными геологическими условиями (рйс. 2). Один из них включает структуры, расположенные на северо-западной окраине Донбасса. Значения объемной массы глинистых пород этих структур ложатся на кривую уплотнения осадков, составленную Дж. Уэллером. Эта кривая, как справедливо отмечает Н. Б. Вассоевич [1], не отвечает тем глубинам, на которых возникла эта степень уплотнения пород. Она соответствует современным глубинам, уменьшенным вследствие инверсии рельефа и размыва покрывающих отложений. В некоторых случаях значения плотности глинистых пород из этого района находятся выше даже указанной кривой»
Другой район, расположенный в области, переходной от складчатого Дон' басса к платформенной части впадины, характеризуется промежуточным положе-Другой район, расположенный в области, переходной от складчатого Дон' басса к платформенной части впадины, характеризуется промежуточным положе-нием линии уплотнения осадков с глубиной, находящейся между кривыми Уэллера и Вассоевича. По-видимому, палеозойские отложения этого района, включая Шебелинское и 'Кегичевское месторождения, также были на большей глубине, чем в настоящее время.
Другой район, расположенный в области, переходной от складчатого Дон' басса к платформенной части впадины, характеризуется промежуточным положе-
Другой район, расположенный в области, переходной от складчатого Дон' басса к платформенной части впадины, характеризуется промежуточным положе-
Третий район охватывает собственно платформенную , частьДнепр овско-Донецкой
впадины. Значения плотности глин на этой территории в основном ложатся на кривую Вассоевича, построенную по данным скважин, пробуренных в депрессиях, где отложения эрозии (во всяком случае, значительной), не подвергались.
Положение верхней границы зоны глубинного катагенеза, установленное по другим ^показателям (коэффициенту "структурных преобразований песчаников, отражательной способности витринита, минеральному составу цементов), весьма различно для указанных выше районов.
Рис. 1. Связь между открытой пористостью и отражательной способностью витринита в палеозойских отложениях Днепровско-Донецкой впадины.Рис. 1. Связь между открытой пористостью и отражательной способностью витринита в палеозойских отложениях Днепровско-Донецкой впадины.Нефтегазоносные комплексы: 1 — верхнекаменноугольный, 2 — среднекаменноугольный, 3 — нижнекаменноугольный; вещественный состав песчаников: 4 — мезомиктовый; 5 — олигомиктовый; площади и месторождения: Ш — Шебелинское, Л — Левенцовское, М — Миролюбовское, К — Качановское, ГР — Глинско-Розбышевское, Р — Рыбаль- ское, ЗК — Западно-Крестищенское, П — Пере- щекинское. Кол — Колонтаевское, Кр — КраснооскольскоеНефтегазоносные комплексы: 1 — верхнекаменноугольный, 2 — среднекаменноугольный, 3 — нижнекаменноугольный; вещественный состав песчаников: 4 — мезомиктовый; 5 — олигомиктовый; площади и месторождения: Ш — Шебелинское, Л — Левенцовское, М — Миролюбовское, К — Качановское, ГР — Глинско-Розбышевское, Р — Рыбаль- ское, ЗК — Западно-Крестищенское, П — Пере- щекинское. Кол — Колонтаевское, Кр — КраснооскольскоеНакопление углеводородовв указанной зоне возможно за счет формирования вторичной пористости и трещиг новатости. В области, переходной от складчатого Донбасса к платформенной части впадины, верхняя граница зоны глубинного катагенеза проходит на глубине около 3000 м, а нижняя предполагается на глубине 6500 м. В пределах зоныНакопление углеводородовв указанной зоне возможно за счет формирования вторичной пористости и трещиг новатости. В области, переходной от складчатого Донбасса к платформенной части впадины, верхняя граница зоны глубинного катагенеза проходит на глубине около 3000 м, а нижняя предполагается на глубине 6500 м. В пределах зоныНа северо-западной окраине Донбасса зона глубинного катагенеза прослеживается в интервале 2500—5800 м. По данным изучения Спиваковской, Волвенковской, Краснооскольской структур, первично-поровые терригенные породы в подзонах коксовых и отощенно спекающихся углей здесь не встречены. В виде небольших пластов выявлены песчаники с вторичной открытой пористостью, составляющей 10— 11% при проницаемости менее 0,1 мД. На глубине 6000 м в данном районе .прогнози-' руется степень изменения пород, отвечающая стадии раннего метагенеза, для которого характерна очень большая плотность пород и первичная пористость не более 3—5%[3].
Рис. 1. Связь между открытой пористостью и отражательной способностью витринита в палеозойских отложениях Днепровско-Донецкой впадины.
Рис. 1. Связь между открытой пористостью и отражательной способностью витринита в палеозойских отложениях Днепровско-Донецкой впадины.
Нефтегазоносные комплексы: 1 — верхнекаменноугольный, 2 — среднекаменноугольный, 3 — нижнекаменноугольный; вещественный состав песчаников: 4 — мезомиктовый; 5 — олигомиктовый; площади и месторождения: Ш — Шебелинское, Л — Левенцовское, М — Миролюбовское, К — Качановское, ГР — Глинско-Розбышевское, Р — Рыбаль- ское, ЗК — Западно-Крестищенское, П — Пере- щекинское. Кол — Колонтаевское, Кр — Краснооскольское
Нефтегазоносные комплексы: 1 — верхнекаменноугольный, 2 — среднекаменноугольный, 3 — нижнекаменноугольный; вещественный состав песчаников: 4 — мезомиктовый; 5 — олигомиктовый; площади и месторождения: Ш — Шебелинское, Л — Левенцовское, М — Миролюбовское, К — Качановское, ГР — Глинско-Розбышевское, Р — Рыбаль- ское, ЗК — Западно-Крестищенское, П — Пере- щекинское. Кол — Колонтаевское, Кр — Краснооскольское
Накопление углеводородов
в указанной зоне возможно за счет формирования вторичной пористости и трещиг новатости. В области, переходной от складчатого Донбасса к платформенной части впадины, верхняя граница зоны глубинного катагенеза проходит на глубине около 3000 м, а нижняя предполагается на глубине 6500 м. В пределах зоны
Накопление углеводородов
в указанной зоне возможно за счет формирования вторичной пористости и трещиг новатости. В области, переходной от складчатого Донбасса к платформенной части впадины, верхняя граница зоны глубинного катагенеза проходит на глубине около 3000 м, а нижняя предполагается на глубине 6500 м. В пределах зоны
Показатели первичнопоровых терригенных коллекторов
cd И н
£*
Зона начального эпигенеза (катагенеза)
Зона глубинного эпигенеза (катагенеза)
Верхняя подзона Д
Нижняя подзона Г
Верхняя подзона Ж
Нижняя подзона К
Плотность, г/см3
А
1,9—2,2
2,0-2,3
2,2-2,35
2,35-2,55
Б
2,0-2,2
2,0—2,3
2,2—2,4
2,45-2,6
В
2,0-2,4
2,25-2,5
2,4—2,6
2,6
Коэффициент структур-
А
До 4
4—10
11-40
18—80
них преобразований
Б
Доз
4-9
10-30
20-100
В
ДоЗ
3-9
10—16
17-60
Первичная открытая по-
А
20—30
10-18
5-12
5-8
ристость, %
Б
20—25
10-20
5—12
5-9
В
10-20
5—15
1-8
1-5
Межзерновая прони-
А
До —1000
До 1000
До 10
До 1
цаемость, мД
Б
До —500
До 1000
До 5
До 1
В
До 500
До 100
0,5
0,1
Преобладающий класс
А
I—III
II—IV
V
V-VII
коллектора (по А. А. Ха-
В
П-Ш
III—IV
V-VI
Неколлек-
нину)
тор
В
III—IV
IV-V
Неколлек-
То же
тор
Примечания. Типы пород: Л—песчаники руслового аллювия, крупно- и сред- незернистые, полимиктовые и мезомиктовые, с первичным сгустковым глинисто-карбо- натным цементом (до 10—12%), Б—песчаники прибрежно-морские, средне-и мелкозернистые, кварцевые с первичным поровым глинисто-карбонатным цементом (до 15%), В — алевролиты и песчаники тонкозернистые лагун и заливов, олигомиктовые и мезомиктовые с первичным глинисто-карбонатным цементом контактно-порового и базально-порового типов (18—30%).
выделяются три подзоны. В верхней из них, отвечающей стадии жирных углей, в разрезах Шебелинского месторождения, а также Балаклейско-Савинской площади обнаружены первично-поровые коллекторы, представленные равнозернистыми, преимущественно крупно- и среднезернистыми песчаниками руслового аллювия. В более измененных отложениях, соответствующих стадии коксовых углей, первично-поровые породы-коллекторы встречены не были.
В платформенной части Днепровско-Донецкой впадины положение верхней границы зоны глубинного эпигенеза колеблется от 4000 до 4500 м (Тимофеевское, Рыбальское, Гнединцевское, Машевское месторождения и др.). Наиболее опущена эта граница на Машевско-Крестищенской площади, где на глубине 4000— 4500 м присутствуют песчаники с первичной пористостью 12—15% и плотностью 2,15—2,22 г/см8.
Указанная площадь расположена в области,которая характеризуется максимальной глубиной погружения кристаллического фундамента, и, судя по плотности глинистых пород, не испытывала значительного подъема и тангенциальных напряжений. В ее пределах установлена самая большая мощность толщ каменных солей в нижнепермских отложениях. По-видимому, каменные соли — хорошие проводники тепла — обусловили снижение пластовых температур и торможение постседиментационных преобразований подсолевых отложений. Такое предположение подтверждается самыми низкими для Днепровско-Донецкой впадины
значениями геотермического градиента (1,5—1,7), а также незначительными градиентами отражательной способности витринита — 0,50 -4-0,55 (в отличие от 0,7 и более для других площадей района).
Таким образом, проведенные исследования позволяют сделать заключение что распространение первично-поровых терригенных пород-коллекторов на
Рис. 2. Диаграмма изменения плотности глинистых пород с глубиной.
Кривые уплотнения глинистых пород: 1 — по Дж. Уэллору, 2 — по И. Б. Вассоевичу, з — для области, переходной от складчатого Донбасса к платформенной части; замеры плотности глинистых пород; 4 — из скважин северо-западной окраины Донбасса (Веселовская, Краснооскольская, Камышевахская площади), 5 — из скважин переходной области (Шебе- линское, Кечичевское месторождения, Балаклейская площадь), в — из скважин платформенной части Днепровско-Донецкой впадины (Восточно-Полтавская, Кобзевская площади, Тимо- феевское, Мелиховское, Качановское, Матвеевское, Машевское, Вельское, Гнединцевское месторождения)
больших глубинах, а также их качество контролируются рядом факторов тектонического и литологического порядка. К литологическим относятся первичные условия седиментации, вторичные постседиментационные преобразования, наличие буферных толщ каменной соли в разрезе.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Вассоевич Н. Б. Опыт построения типовой кривой гравитационного уплотнения глинистых осадков. —«Новости нефтяной техники», i960, М 4, с. 11—15 с ил.
Л и т в и н С. В. О положении зоны глубинного эпигенеза в юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. — «Литология и полезные ископаемые», 1963, № 3, с. 137— 141 с ил.
Логвиненко Н. В., Карпова Г. В. Стадии изменения каменноугольных отложений Большого Донбасса. — В кн.: Осадконакопление и генезис углей карбона СССР. М., «Наука», 1971, с. 211—220 с ил.
УДК 552.54 : 541 : 553.98
И. В. БЕЗБОРОДОВА
ИЗМЕНЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ИЗВЕСТНЯКОВС УВЕЛИЧЕНИЕМ ГЛУБИНЫ ИХ ЗАЛЕГАНИЯ
Для выявления характера изменения пористости известняков с глубиной были подобраны ряды одновозрастных и однотипных в структурно-генетическом отношении пород. Объектом изучения явилась чернышинская карбонатная толща (турнейский ярус), развитая в юго-восточной части Русской платформы. Основная масса образцов в интервале глубин 1700—3400 м отобрана из разрезов «скважин, расположенных на Оренбургском своде; образцы с глубин до 4800 м взяты из Ташлинской скв. 25, находящейся во внешней бортовой зоне Прикаспийской впадины..
Для оценки интенсивности структурных преобразований известняков в интервале 1700—4800 м рассматривались такие показатели, как степень перекристаллизации пород, характер контактов между форменными элементами и вмещающей микро- или яснозернистой массой, между форменными элементами при отсутствии разобщающей массы, характер межзерновых контактов в яснозернистой массе, наличие структур растворения и характер запечатывания пустот. Было установлено, что в интервале 1700—4800 м в известняках одного генетического ряда не происходит существенной перестройки структуры карбонатной породы. В большинстве случаев рассмотренные показатели не зависят от глубины залегания известняков. В качестве специфических признаков глубокопогружен- ных пород О 4000 м) следует отметить присутствие в первичных пустотах таких минералов, как кварц и флюорит. Однако можно установить, что местами тойко- кристаллический кварц, находящийся в камерах форамйнифер, выделился не в свободном пространстве пор, а развился метасоматически по зернам карбоната, заполнившего эти поры ранее. Флюорит, также присутствующий в камерах фораминифер, видимо, является первичным заполнителем пустот. Масштаб этого явления невелик, пустоты с заполнителями в виде кварца и флюорита были встречены в единичных образцах.
По характеру изменения пористости с глубиной залегания известняков-обособляются две группы пород. Первая группа включает скелетные известняки — породы с явным преобладанием цементируемого материала и первичной цементацией порового и контактного типов. Первичная пористость высока — внутри- и межформенная. Часть первичных пор запечатана на стадии диагенеза; вторичная пористость (пористость выщелачивания, возникшая в ходе регрессивного катагенеза) также высока и развивается унаследование. Поры распределены неравномерно (рис. 1, а, б). Преобладающие значения открытой пористости пород в современном виде 5—10%. В порах этого типа изменения пористости с глубиной не происходит (рис. 2, а). Открытые поры размером до 0,2 мм сохраняются до глубины 4500 м; сохраняется и тип структуры порового пространства.
Вторая группа включает бесскелетные известняки — породы со значительным количеством первичной цементирующей массы, базально разобщающей форменные элементы. Первичная пористость невысока — внутриформенная и межзерновая. Для пород характерна высокая степень перекристаллизации; процессы выщелачивания на стадии катагенеза почти не проявились (рис. 1, в, г). Преобладающие значения открытой пористости пород в современном виде составляют 1—5%. Пористость пород в верхних частях разреза невысока; с глубиной наблюдается снижение ее значений (рис. 2, б). На глубине 4500 м отмечены единичные открытые внутриформенные поры размером до 0,05 мм.
Различие в характере изменения пористости известняков в условиях больших глубин определяется особенностями их литификации и дальнейшего уплотнения. на стадии катагенеза. Литификация карбонатного осадка развивается под действием трех процессов: механического уплотнения частиц, отжатия иловых вод и цементации обособленных частиц. Цементация, в свою очередь, обусловлена отложением вещества из иловых вод на свободной поверхности зерен или дифференциальным переотложением вещества. Уплотнение на стадии катагенеза происходит механическим путем и за счет растворения под давлением. При этом если 90
карбонатное вещество выносится, образуются структуры растворения; если же* идет дифференциальное переотложение, происходит перекристаллизация.
В осадках, из которых образовались породы первой группы, твердые частицы форменных элементов, соприкасаясь друг с другом, создают устойчивый скелет или каркас, не поддающийся уплотнению. Понятие «каркас» в перекрытом
Рис. 1. Мшфофотографии шлифов пород первой и второй групп (увел, х 72). Обломочный известняк с цементацией контактового и порового типов с глубины: а — 1770 м. б — 3000 м; полидетритовый известняк с цементацией базального типа с глубины: в — 1900 м, г — 4400 м
осадке существенно отличается от понятия «каркас» в биогермных постройках. Если последний состоит из сросшихся форм и, существуя на дне, способен противостоять динамическому воздействию придонных вод, то первый может состоять просто из соприкасающихся фрагментов и приобрести устойчивость только при изоляции от их воздействия. Рассматриваемые известняки представляют собой типично астерофитовые разности; их скелет получает устойчивость только в перекрытом осадке. Из-за присутствия жесткого скелета объем осадка мало изменяется по сравнению с исходным; сокращения порового пространства
в результате механического уплотнения не происходит. Литификация осуществляется за счет цементации. Процесс цементации происходит главным образом путем образования яснозернистого карбоната, развивающегося в свободном пространстве первичных пор. Часть первичных пор при этом залечивается, распределение их становится менее равномерным. Формирование яснозернистого карбоната в основном завершается к началу катагенетической стадии.
В осадках, из которых образовались породы второй группы, жесткий скелет отсутствует, поэтому на начальных этапах диагенеза сразу же начинается их механическое уплотнение. Интенсивное уплотнение этих осадков идет при очень малых давлениях нагрузки вышележащей толщи, о чем свидетельствуют такие структуры раннедиагенетического уплотнения, как нарушение горизонтальной микрослоистости детритовыми частицами, ориентированными перпенди-
40004000одоо-о 4 аодоо-о 4 акпя.еЬкпя.еЬ
4000
4000
одоо-
о 4 а
одоо-
о 4 а
кпя.еЬ
кпя.еЬ
Рис. 2. Изменение открытой пористости йп о с глубиной залегания Н известняков.
Известняки с цементацией: а — контактового и порового типов, б — базального и базальнопорового типов
кулярно к наслоению, как вдавливания одних детритовых частиц в другие и т. п. Осадок сокращается в объеме по сравнению с исходным, пористость уничтожается. Литификация осуществляется за счет уплотнения и дифференциального переотложения вещества. Перекристаллизация начинается несколько позднее » механического уплотнения осадка, на что указывает ряд структурных особенностей пород. Процесс перекристаллизации продолжается и на стадии катагенеза, вызывая формирование агрегатов разнозернистого кальцита.
К началу катагенеза породы рассмотренных групп существенно различались по дисперсности и характеру зернистых агрегатов, по протяженности межзерновых контактов, по величине и структуре порового пространства. Дальнейшая эволюция структур в гораздо более широких масштабах происходила в породах второй группы, главным образом за счет перекристаллизации и образования структур растворения. Однако все основные различия в структуре и величине пористости известняков различного типа сложились в результате преобразований, совершавшихся на глубинах до 1700—2000 м. В интервале 2000—4800 м интенсивность преобразований затухает.
Такое торможение катагенетических процессов на глубинах свыше 2000 м, очевидно, характерно для карбонатных толщ в условиях платформ; оно, возможно, происходит и на меньших глубинах. Рядом исследователей (А. В. Копе- лиович [2], Н. В. Логвиненко [3], Б. К. Прошляков [4]) показано, что общей закономерностью хода катагенетических преобразований пород в условиях платформ является их нарастание с увеличением глубин залегания до опреде- ленного предела, после которого этот процесс замедляется. Интервал максималь-
ных катагенетических преобразований для карбонатных пород располагается выше, чем для терригенных; соответственно и торможение этого процесса происходит в карбонатных породах на меньших глубинах. Так, по данным Б. К. Прошлякова [4], наиболее интенсивное уплотнение карбонатных пород происходит на глубинах до 1000 м, в то время как в терригенных породах этот процесс равномерно развивается до глубин 2600—3000 м. По данным Н. В. Логвиненко [3], структуры растворения под давлением появляются в карбонатных породах на глубинах 250—500 м, т. е. на глубинах, где в терригенных породах идет простое взаимоприспособление зерен. В связи с этим в интервале 2000—3500 м, где в терригенных породах в ходе интенсивных катагенетических преобразований происходит сокращение пористости с конечным нарастанием темпа сокращения к глубине 3500 м [4], темп снижения пористости карбонатных пород резко снижается, а для отдельных разностей значения её стабилизируются.
Увеличение давлений в интервале 2000—4800 м оказало влияние на величину пористости только в породах второй группы. Эти породы, так же как и породы первой группы, не несут признаков структурных преобразований и перераспределения вещества, происшедших на глубинах свыше 2000 м. Не отмечено в массовых количествах, как уже указывалось выше, и специфических форм залечивания пустот, которые свидетельствовали бы о привносе вещества в ходе глубинного катагенеза. Следовательно, сокращение пористости в породах второй группы может рассматриваться как результат механического уплотнения пород под действием возрастающего давления. С этой точки зрения можно объяснить, почему сокращение пористости происходит только в породах второй группы, поровое пространство которых в основном представлено межзерновой пористостью. Значительную долю этого пространства составляет удлиненные, щелевые поры, располагающиеся по межзерновым контактам. Именно поры этого типа, согласно экспериментальным данным, закрываются в первую очередь под действием возрастающего давления. По результатам 3. И. Стаховской [5], закрытие щелевых пор происходит при таком давлений, при котором объемные (изометри- чные) поры еще сохраняются; пр данным В. М. Добрынина [1], сжимаемость изометричных пор практически не зависит от напряжений, развивающихся в скелете породы. Этим, очевидно, и объясняется тот факт, что (в отличие от пород второй группы) в породах первой группы, поровое пространство которых представлено разобщенными изометрическими порами, в условиях тех же давлений и глубин сокращения пористости не произошло.
Полученные материалы позволяют сделать выводы, которые могут быть использованы при прогнозировании коллекторских свойств платформенных карбонатных толщ на больших глубинах. Поскольку по характеру изменения пористости с увеличением глубин залегания пород среди известняков обособляются две структурные группы, при прогнозной оценке коллекторских свойств глубокопогруженных карбонатных пород необходимо учитывать их структурные особенности. Известняки выделенных групп различаются в основном типом их первичной цементации и количественным соотношением цементируемой и цементирующей частей. Следовательно, тип первичной цементации может быть использован в качестве структурного критерия при оценке коллекторских свойств известняков на больших глубинах.
Скелетные известняки с первичной цементацией контактового и порового типов в диапазоне глубин порядка 2000—5000 м практически не уплотняются; в этом отношении они резко отличаются от терригенных пород. Бесскелетные известняки с первичной цементацией базально-поровОго и базального типов ближе к терригенным породам по характеру уплотнения в указанном интервале глубин, хотя и в них степень сокращения пористости значительно меньше, чем в терригенных породах. Таким образом, намечаются некоторые различия в подходе к прогнозной оценке коллекторских свойств глубокозалегающих терригенных и карбонатных пород. Если данные по пористости терригенных пород какого-то горизонта на глубинах порядка 2000 м не могут быть без существенных поправок перенесены на породы того же по составу горизонта, но погруженного на большую глубину, то пористость карбонатных пород определенного типа может быть сопоставлена на всем интервале глубин от 2000 до 5000 м.
Различие в характерах реакций скелетных и бесскелетных известняков на увеличение давлений может быть использовано и при прогнозном расчленении
глубокозалегающих карбонатных толщ на коллекторские и экранирующие горизонты. При погружении карбонатных толщ, в строении которых участвуют горизонты, различающиеся по типу слагающих их известняков, уплотнение пород будет происходить только в горизонтах, представленных известняками с первичной цементацией базально-порового и базального типов. При этом в первоначально низкопористых, но все же проницаемых (по порам) известняках данного типа может произойти полная потеря фильтрационных свойств. В случае отсутствия трещинообразования в горизонте, сложенном такими известняками, он может превратиться в экран. Горизонты, представленные первоначально высокопористыми и хорошощроницаемыми по порам известняками с первичной цементацией контактового и’порового типов, сохраняют свои емкостные и фильтрационные свойства. В связи с этим следует ожидать, что при прочих равных условиях разрез глубокопогруженной карбонатной толщи будет более четко дифференцирован по коллекторским свойствам отдельных горизонтов и потенциально более благоприятен для формирования природных резервуаров.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Добрынин В. М. Физические свойства пород-коллекторов нефти и газа в пластовых условиях. М.» изд. МИНХ и ГП, 1968. 24 с.
Копелиович А, В. Эпигенез древних тоцщ юго-запада Русской платформы. М., «Наука», 1965. 310 с.
Логвиненко Н. В. Постдиагенетические изменения осадочных пород. М., «Наука»,- 1968, 91 с.
Прошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 232 с.
Стаховская 3. И. Влияние пористости на изменение упругих и прочностных свойств горных пород при разных давлениях. — В кн.: Физико-механические свойства горных пород верхней части земной коры. М., «Наука», 1968, с. 140—142 с ип.
УДК 553.98 : 551.734
Р. С. САХИБГА РЕЕВ
РАННЕЕ ФОРМИРОВАНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ
В МЕЖСОЛЕВОМ КОМПЛЕКСЕ ВЕРХНЕГО ДЕВОНАПРИПЯТСКОЙ ВПАДИНЫ КАК КРИТЕРИЙСОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
В Припятском прогибе установлена промышленная нефтеносность межсолевых отложений — верхний девон, глубина порядка 4000 м. При этом нефтевмещающие карбонатные породы (преимущественно метасоматические доломиты) в интервале глубин промышленной нефтеносности (2500—4000 м) характеризуются близкими емкостными свойствамц, Это йаиболее четко проявляется при сравнительном изучении емкостных свойств однотипных пород задонских отложений Остащковичского и Южно-Осташковичского месторождений, где опускание по разлому южного крыла единой ранее органогенной постройки на глубину 4000 м и более (при амплитуде разлома около 1500 м) заметно не отразилось на их коллекторских параметрах [6]. На глубине около 4000 м внутри довольно крупных (2—4 см) доломитизированных нефтенасыщенных онколитов и желвакоподобных строматолитов сохраняется почти рыхлый средне-крупнокристаллический ромбоэдрический доломит, который легко крошится по поверхности керна с образованием псевдокаверн размером до 2 см. В условиях водонасыщения такие доломиты не встречаются; они, как правило, существенно перекристаллизованы за исключением лишь участков, законсервированных солевой и сульфатной цементацией на ранних этапах литогенеза.
Учитывая консервирующее влияние нефти (К. Р. Чепиков и др., 1959, 1972 г.), можно полагать, что поступление углеводородов во вторичные доломиты, в частности в более рыхлые (высокоемкие) участки, происходило на относительно небольших глубинах, где кристаллы вторичных, преимущественно диагенетических доломитов [7] не испытали существенного приконтактового изменения.
Однотипные. неводонасыщенные доломиты сильно перекристаллизованы и часто представлены изометрично-лапчатыми зернами. Обращает на себя внимание неравномерность процессов катагенетической перекристаллизации доломитов даже в пределах самих залежей: четкий идиоморфизм кристаллов доломита на участках, густо пигментированных нефтью, и лапчатая форма идиоморфных ранее кристаллов в смежных участках без явных признаков нефтенасыщения. В смежных участках доломитовые зерна в различной степени растворялись и доломитовое вещество перераспределялось с образованием сростков зерен со сложными выпукло-вогнутыми и сутурными контактами.
Такое различие в катагенетических изменениях вторичных доломитов даже в пределах нефтяных залежей является отражением чрезвычайно сильно выраженной неоднородности в распределении значений емкости и проницаемости, существовавших до прихода в них нефти. В последующем нефть, заполнив наиболее высокоемкие и проницаемые участки, обеспечила еще большую контрастность коллектирующих параметров явно нефтенасыщенных и ненасыщенных участкой самой залежи. Причем микро- и макроучастки по емкостным и фильтрационным свойствам, оказавшиеся наиболее благоприятными для поступления в них нефти, во многом сохранили свой первоначальный коллектирующий потенциал, а смежные участки, куда не проникала нефть и где электролитические реакции еще продолжались после формирования залежи, практически его потеряли.
На фоне цементирующего плотного доломита с вогнуто-выпуклыми контактами лапчатых зерен выделяются высокоемкие участки округлой формы почти рыхлого ромбоэдрического доломита, густо пигментированного нефтью. Соотношение таких пятен и цемента во вторичных доломитах сильно варьирует, но в наиболее высокоемких разностях, образованных из хорошо отсортированных онколитов и желвакоподобных строматолитов, цементирующая составляющая имеет весьма подчиненное значение. Однако даже в этом случае она образует довольно жесткий каркас, способный удержать нагрузку вышележащих толщ. Различная степень изменения пород, содержащих от почти рыхлых (как правило, нефтенасыщенных) до плотных участков, возможна лишь в условиях поступления нефтяных углеводородов в чрезвычайно неоднородный, коллектор на малых глубинах, видимо, не превышающих 1000 м.
Раннее формирование углеводородных скоплений межсолевого комплекса находит отражение и в специфических особенностях аутигенного минералообра- зования в зоне водонефтяного контакта (ВНК) нефтяных залежей, зависящей от степени минерализации приконтурных вод на самых ранних этапах разрушения залежей. Межсолевые залежи в этом отношении оказались чрезвычайно информативными. По новообразованным минералам, а также характеру вторичных процессов в зоне ВНК удается проследить различную минерализацию приконтурных вод с самого начала разрушения залежи. Крайние члены в ряду — слабоминерализованные воды (на уровне садки доломита) — крепкие рассолы, отражают изменения, происходившие в зоне ВНК задонской залежи Осташкович- ского и Давыдовского месторождений.
Оказалось, что минерализация приконтурных вод в ранний период- окисления углеводородов в основном зависит от соотношения галопелитовых и карбонатно-глинистых образований доманикового типа в отложениях, отделяющих межсолевые залежи от нижней соленосной толщи.
На Давыдовской площади, где галопелитовая составляющая по мощности превалирует над карбонатно-глинистыми отложениями (чаще всего такие зоны приурочены к конседиментационным- разломам), общая минерализация элизион- ных вод достигала минерализации крепких рассолов. В ряде случаев за счет рассолов происходило залечивание пор и каверн галитом. Выпадение галита нередко происходило настолько быстро, что Углеводородные компоненты в этих рассолах не успевали перераспределиться. Они, очевидно, в виде крупнодисперсных эмульсий захватывались кристаллами галита, а затем в результате его перекристаллизации оттеснялись к стенкам изначального емкостного пространства. В итоге зоны, отличающиеся преобладанием галопелитовых образований всоставе отложений, непосредственно отделяющих породы с высоким изначальным коллек- тирующим потенциалом от нижней соленосной толщи, в результате залечивания емкости галитом теряли свои высокие коллекторские свойства на ранних этапах литогенеза. Жидкие углеводороды, транспортируемые восходящими элизионными
рассолами, при быстрой кристаллизации галита не успевали реализовать свои возможности локализоваться в виде залежи. Они оказались в минеральной фазе в рассеянном состоянии, чем обеспечивали общую гидрофобность таких пород.
С удалением от конседиментационных разломов (развитых в южной части Давыдовской площади) на севере галопелитовая составляющая отложений, отделяющих породы-коллекторы от нижней соленосной толщи, даже при тех же значениях их общей мощности (16—20 м) резко уменьшается. В этом же направлении исчезают признаки залечивания галитом емкости пород-коллекторов, к которым и приурочены промышленные скопления нефтяных углеводородов на Давыдовском месторождении. Минерализация элизионных вод на северном участке Давыдовской площади была заметно ниже,чем на южном, и все же, судя по вторичным изменениям пород в зоне В НК, приконтурные воды были высокоминерализованными.
Характерная черта приконтактовых изменений пород — раздоломичивание (кальцитизация). Обращает на себя внимание относительно слабое проявление процессов окисления нефти в зоне ВНК; во всяком случае здесь эти процессы менее выражены, чем на Осташковичском месторождении. Причем окисленные компоненты нефти на контакте нефть — вода не сопровождаются растворением сульфатов и карбонатов самих пород-коллекторов. Иными словами, не улавливаются следы воздействия агрессивных по отношению к карбонатам и сульфатам компонентов (углекислый газ и органические кислоты), образование которых предполагает сульфатредукционный процесс в зоне ВНК [4].
Отсутствие явных признаков выщелачивающего действия, в частности углекислого газа, образованного за счет окисления углеводородов, скорее всего может быть объяснено парализующим влиянием веществ, находящихся в рас- , творе [8], что возможно лишь в случае высокоминерализованных вод с повышенным содержанием кальция или магния. Повышенное содержание кальция в приконтурных водах в некоторой степени предполагает сам процесс раздоломичива- ния в зоне ВПК. Доломит как минераХ более растворим по сравнению с кальцитом и требует для своего осаждения еще большего повышения щелочного резерва. Поэтому при поступлений в приконтурные воды (по ходу сульфатредукционных процессов) углекислого газа щелочной резерв этих вод, видимо, несколько повышался и оказался достаточным для растворения доломита в условиях высокой минерализации вод, но явно не достаточным, чтобы удержать в растворе бикарбонаты кальция. В этих условиях сульфатредукционный процесс может обеспечить метасоматическое замещение доломита кальцитом (раздоломичивание) и будет сопровождаться уменьшением объема порового пространства в результате запечатывания залежи в зоне ВНК. Понятно, что в собственно известняках аналогичные процессы в зоне ВНК могут не сопровождаться такой кальцитизацией. В связи с этим мы, возможно, имеем ключ к познанию природы интенсивности кальцитизации на контакте нефть — вода в различных нефтевмещающих породах — как в карбонатных, так и в терригенных [1].
На Осташковичском месторождении межсолевая залежь отделена от нижней соленосной толщи преимущественно карбонатно-глинистыми отложениями дома- никового типа. В отличие от Давыдовского месторождения здесь намечается увеличение их мощности (до 25—30 м); по характеру вторичных изменений в зоне ВНК имеются признаки разрушения залежи под воздействием менее минерализованных вод.
Признаком относительно слабой минерализации приконтурных вод в начальный период жизни Осташковичской межсолевой залежи является почти полное уничтожение ангидрита в зоне ВНК (о чем свидетельствуют реликты его зерен в твердом битуме) и наличие новообразований кварца. Эти процессы могли возникнуть в результате агрессивного воздействия углекислого газа и органических кислот, образованных в зоне ВНК, что, в свою очередь, протекает при относительно небольшом солевом- потенциале приконтурных вод. Сульфат- редукционные процессы за счет этих относительно слабоминерализованных вод, видимо, продолжались довольно длительное время. На это указывают новообразования кварца, развитые по стенкам пустот в твердом битуме* Такие полости могли образоваться лишь при значительных окислительных потерях углеводородных компонентов нефтей в зоне ВНК, которые по ходу последующего 96
осолонения приконтурных вод выполнялись новообразованиями галита (7], нередко сопровождавшимися выпадением доломита и ангидрита.
Длительным бактериальным окислением нефтей в зоне ВНК в условиях относительно небольшого солевого потенциала приконтурных вод можно объяснить и развитие мощной (до 30 м) воны окисленной нефти в виде твердого битума, поскольку слабоминерализованные воды — более благоприятная среда для развития бактериального населения (Н. П. Мотовилов и др., 1974 г.). Минерализация приконтурных вод в начальный период жизни осташковичской залежи, судя по регенерации доломита и росту доломитовых идиоморфных зерен (такие зерна встречаются в пределах всей залежи), соответствовала уровню садки доломита. Однако, если учесть, что в межсолевой залежи диффузионный поток солей заведомо направлен из соленосных толщ в сторону межсолевых отложений, изолирующие карбонатно-глинистые отложения имеют относительно небольшую мощность, то сульфатредукционные процессы в зоне ВНК под воздействием таких относительно слабоминерализованных вод возможны лишь при раннем формировании углеводородных скоплений.
Источником углеводородов скорее всего являются отложения доманикового типа, в которые как бы вложены коллектирующие породы рифовой природы. Быстрое созревание углеводородов на малых глубинах (до 1000 м) скорее всего объясняется проявлением интенсивных тектонических движений в верхнедевонское время, с которыми и совпадает максимальная геотермическая напряженность осадочного комплекса Припятской впадины [2, 5], а формирование нефтяных залежей, возможно, произошло в конце девона — начале карбона.
По изложенным выше данным карбонатные породы-коллекторы межсолёвых отложений Припятской впадины в результате раннего заполнения их углеводородами могут сохранить свои продуцирующие возможности и при погружении их на большие глубины. Видимо, раннее формирование нефтяных месторождений является одним из следствий благоприятного влияния фациальных условий осадкообразования на коллекторские сврйства пород.
Таким образом, возможность сохранения емкостного потенциала карбонатных коллекторов на больших глубинах зависит от времени прихода в них углеводородов, вместе с которыми они могут попасть в более жесткие термобарические условия.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Аширов К. Б. Цементация приконтурного слоя нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разработку. — В кн.: Геология и разработка нефтяных месторо- - ждений. М., Гостоптехиздат, 1959, с. 163—174 с ил.
- 2. БескопЫльный В. Н. Геотермическая зональность и размещение нефтяных месторождений в Припятском бассейне. — «Геология нефти и газа», 1973, № 12, с. 41 —45 с ил.
Демидович Л. А., Б е н с м а н Ф. Я., Ш е в ч е н к о Т.А. Закономерности изменения коллекторских свойства терригенных и карбонатных пород девона Припятского прогиба с глубиной. — В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., изд. МИЙХиГП, 1975, с. 25—26 с ил.
К а в е е в М; С. О влиянии углекислоты, образовавшейся при разрушении нефтяных месторождений, на развитие карстовых процессов. —«Докл. АН СССР», 1963, т. 152, № 6, с. 721—723 с ил.
К у д е л ь с к и й А. В. К вопросу о происхождении нефти в Припятской впадине. — «Дркл. АН БССР», 1974, т. 17, № 4, с. 361—364 с ил.
Сахибгареев Р. С. Геохимические особенности выпадения галита на контакте нефть — вода на примере нефтяных месторождений Припятского прогиба.—«Докл. АН СССР», 1974, т. 219, № 3, с. 721—722 с ил.
С а х и б гареев Р. С., М о с .к в и ч В. А. Влияние гидродинамических условий осадконакопления органогенного материала на формирование коллекторской емкости задонских отложений Припятского прогиба. — «Докл. АН СССР», 1974, т. 219, № 1, с. 201—203 с ил.
Станкевич Е. Ф. О происхождении палеокарстовых коллекторов. — «Геология нефти и газа», 1974, № 7, с. 17—22 с ил.
7 Заказ 1488
УДК 553.981/982.061УДК 553.981/982.061М. Б. ХЕЙРОВ, Э. А. ДАЙДВЕКОВА
УДК 553.981/982.061
УДК 553.981/982.061
РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В ФОРМИРОВАНИИ И СОХРАНЕНИИ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Рис. 1. Треугольные диаграммы состава тонкопелитовой фракции водоносных песчаников, алевролитов и глин продуктивной толщи (среднего плиоцена).Рис. 1. Треугольные диаграммы состава тонкопелитовой фракции водоносных песчаников, алевролитов и глин продуктивной толщи (среднего плиоцена).а — Прикуринская область; б — Бакинский архипелаг; 1 — песчаники; 2 — алевролиты; 3 — глины; М — монтмориллонит; Г —- гидрослюда; К — каолинита — Прикуринская область; б — Бакинский архипелаг; 1 — песчаники; 2 — алевролиты; 3 — глины; М — монтмориллонит; Г —- гидрослюда; К — каолинитВ последние годы в геологической литературе стали появляться работы, касающиеся вопроса о торможении процессов вторичного минералообразования в присутствии нефти, а также влияние этих процессов на коллекторские свойства песчано-алевритовых пород. В связи с этим определенный интерес представляют некоторые закономерности во взаимодействии флюидов (газ, нефть, вода) с вмещающими породами-коллекторами.
Рис. 1. Треугольные диаграммы состава тонкопелитовой фракции водоносных песчаников, алевролитов и глин продуктивной толщи (среднего плиоцена).
Рис. 1. Треугольные диаграммы состава тонкопелитовой фракции водоносных песчаников, алевролитов и глин продуктивной толщи (среднего плиоцена).
а — Прикуринская область; б — Бакинский архипелаг; 1 — песчаники; 2 — алевролиты; 3 — глины; М — монтмориллонит; Г —- гидрослюда; К — каолинит
а — Прикуринская область; б — Бакинский архипелаг; 1 — песчаники; 2 — алевролиты; 3 — глины; М — монтмориллонит; Г —- гидрослюда; К — каолинит
Эти исследования были проведены нами для нефтегазоносных отложений среднего плиоцена (продуктивная толща) Азербайджана и основаны на детальном микроскопическом изучении пород-коллекторов в шлифах, а также рентгенографическом (дифрактометрия), электронно-микроскопическом и других анализах цементирующего их глинистого материала.
Детальное изучение пород, пребывавших определенное время в контакте с тем или иным флюидом, показывает, что они претерпевают некоторые изменения (газ, вода) или, наоборот, сохраняют свои первоначальные особенности (нефть), приобретая при этом отдельные, характерные черты. Наблюдается, что в водоносных песчаниках межзерновые пространства часто размыты, причем образующиеся в связи с этим пустоты имеют обычно нечеткую форму. Иногда вокруг зерен имеются канальцы, возможно, обусловленные движением и растворением цемента водными растворами. Отмечается также замещение вулканического стекла, полевых шпатов и других неустойчивых Минералов пелитовым материалом.
Сравнительное изучение водоносных песчаников и глин, взятых из одних и тех же интервалов глубин, показало, что тонкопелитовая фракция глинистого цемента песчаников почти мономинеральна, в то время как та же фракция глин имеет полиминеральный состав. В этом отношении алевролиты занимают промежуточное положение между ними (рис. 1). Это свидетельствует об аутигенности основного глинистого минерала водоносного песчаника. Таким в песчаниках продуктивной толщи Прикуринской области является Ка,Са-монтмориллонит, который развивался в диагенезе за счет вулканического стекла и полевых шпатов. Образование аутигенного монтмориллонита отмечается также в водоносных 98
песчаниках Бакинского архипелага, но этот процесс здесь идет более слабо, чем в песчаниках Прикуринской области. Резко отличаются по составу глинистого цемента водоносные песчаники Апшеронской области от таких же песчаников Прикуринской области и Бакинского архипелага.
Здесь преобладающим глинистым минералом является хорошо окристалли- зованная гидрослюда. В них присутствует также заметное количество каолинита (рис. 2).
Образование в песчаниках глинистых минералов аутигенным путем способствует ухудшению их коллекторских свойств, так как они более дисперсные и поверхностно активные, чем замещаемые ими минералы. Наибольшее ухудшение коллекторских свойств при этом наблюдается в песчаниках Прикуринской
Рис. 2. Треугольные диаграммы состава тонкопелитовой фракции песчаников, алевролитов и глин.
а — Апшеронская область; б — Бакинский архипелаг: Г — водоносные песчаники; 5 — алевролиты; з — глины; 4 — нефтеносные песчаники; 5 — водогазоносные песчаники; М — монтмориллонит; Г — гидрослюда; К — каолинит
области, в которых основным глинистым минералом является Ха,Са-монтморил- лонит, составляющий не менее 6% от массы породы. В Бакинском архипелаге ухудшение коллекторских свойств в связи с аутигенным глинообразованием в песчаниках более слабое, чем в Прикуринской области. В Апшеронской области оно еще слабее, так как здесь глинистый цемент представлен в основном неразбухающими глинистыми минералами (гидрослюда и каолинит) и общее содержание глинистого цемента намного меньше (15% от массы породы) по сравнению с песчаниками Прикуринской области.
Таким образом, можно прийти к выводу, что в диагенезе в водоносных песчаниках происходит аутигенное образование глинистых минералов, обусловливающее ухудшение их коллекторских свойств.
Такими минералами в изученных нами песчаниках являются монтмориллонит (в Прикуринской области и Бакинском архипелаге) и гидрослюда (Апшеронская область). Химический состав пластовых вод, исходный состав пород-коллекторов, а также термодинамические условия определяют образование минерала (монтмориллонит, гидрослюда или же каолинит). Так, богатая магнием щелочная среда способствовала преобразованию Na,Ca-noneBHX шпатов и вулканического стекла песчаников Прикуринской области в Na,Ca-мoнтмopиллoнит еще в диагенезе. Уменьшение магния и увеличение калия в Апшеронской области по сравнению с Прикуринской областью, а также наличие слабощелочной среды благоприятствовали образованию здесь гидрослюды.
С глубиной в водоносных песчаниках продуктивной толщи изученных областей не отмечается ухудшения коллекторских свойств в связи с постдиагенетическими изменениями. Это объясняется тем, что здесь наблюдается лишь небольшая трансформация глинистых минералов, заключающаяся в частичном
7* 99
переходе набухающих глинистых минералов (монтмориллонита) в ненабухающие (в хлорит в Прикуринской и в гидрослюду в Апшеронской областях).
В породах-коллекторах нефтеносных пластов поверхность окатанных разностей кварцевых зерен в основном гладкая, что свидетельствует о консервирующей роли нефти и отсутствии влияния на кварц факторов (газ, вода), способствующих образованию шагреневой поверхности.
В породах-коллекторах нефтеносных пластов характер распределения нефти обусловлен особенностями их цементации, а именно: в случае заполнения нефтью песчаной породы-коллектора с известковым цементом она концентрируется (преимущественно) в участках, где кальцитовая масса является более дисперсной (тонко-микрозернистой). Кроме того, если порода-коллектор имеет цементацию смешанного типа, то нефтью оказываются пропитанными главным образом участки с цементацией порового типа, в то время как заполнение ею соседних участков с цементацией базального типа почти не прослеживается.
Глинистая масса цемента пропитана нефтью более равномерно. Поверхность окатанных разностей кварцевых зерен в основном гладкая. Нефть оказывает консервирующее влияние и на глинистые минералы, что подтверждается сравнительным изучением тонкопелитовой фракции нефтеносных, водоносных песчаников и глин Бакинского архипелага. Такое изучение показывает, что тонкопели- товая фракция глин почти не отличается от таковой нефтеносных песчаников (см. рис. 2).
В газоносных песчаниках в отличие от нефтеносных отмечается широкое распространение каолинита. Этот минерал образуется здесь аутигенным путем, о чем свидетельствуют его совершенная кристаллическая структура и преобладание над другими минералами, в то время как в глинах он встречается лишь в небольших количествах. Это, вероятно, связано с изменением реакции среды на кислую по мере поступления в породы-коллекторы природных газов. В начальные стадии миграции газа, по-видимому, образуется гидрослюда, а по мере усиления кислой реакции среды развивается каолинит по монтмориллониту и калиевым полевым шпатам, сохранившимся без заметных изменений в щелочной среде, существовавшей до поступления газа.
Преобразование полевых пшатов в каолинит сопровождается увеличением объема и сообщаемости порового пространства пород-коллекторов. При этом объем порового пространства повышается, как отмечают И. Н. Ушатинский и др. (1973 г.), до 10—30%, а сорбционная емкость уменьшается в 5—10 раз. Не слзшайно поэтому, что газоносные песчаники обладают лучшими коллекторскими свойствами по сравнению с водоносными и нефтеносными песчаниками.
Газоносные коллекторы отличаются от водо- и нефтеносных песчаников и другими особенностями. В породах-коллекторах газоносных пластов пустоты между обломочными зернами имеют округлую (преимущественно сферическую) форму, отличающуюся от формы межзерновых пространств в нефтеносных и водоносных песчаниках и алевролитах. Размер этих пустот изменяется от 0,05 до 0,5 мм (преобладает размер 0,2 мм). Наличие этих пустот связано, по-видимому, с насыщающими породу пузырьками газа.
Поверхность окатанны^ зерен кварца в породах-коллекторах газоносных пластов почти всегда шагреневая, свидетельствующая о пребывании их в течение определенного времени во взаимодействии с газом х.
Результаты детальных исследований, проводимых в АзНИПИнефти, могут быть использованы при решении ряда задач, связанных с оценкой коллекторов основной нефтегазоносной свиты Азербайджана.
1 Смирнов А. В. Регенерированный кварц — показатель нефтегазоносности песчаных пластов. — В кн.: Вопросы геологии и нефтегазоносности Волгоградской области. Л., «Недра», 1965, с. 151—162 с ил.
УДК 552.5 : 571.73
П. А. КАРПОВ, В. И. ГОРШКОВ, А. Ф. СТЕПАНОВА, Н. В. СОЛОВЬЕВА
ПРОГНОЗНАЯ ОЦЕНКА СТАДИАЛЬНОГО ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙПОДСОЛЕВОГО КОМПЛЕКСА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Подсолевые отложения Прикаспийской впадины привлекают все большее внимание исследователей как нефтегазопоисковый объект. В связи с большими глубинами залегания (3000—20 000 м) оценка перспектив нефтегазоносности этого комплекса не может быть полной без сведений о стадиальном преобразовании отложений, определяющем такие важные показатели, как коллекторские свойства песчаников (П. А. Карпов и др. [2]) и т. д.
Таблица 1
Ro
на.Ю
Марка угля
Максимальная пористость песчаников, %
кварцевых
полимиктовых
0,2670-0,52
58
Б
34
32
71
0,50-0,65
70
д
34
32
76
27
20
0,76-0,86
77
Г
27
20
82
20
15
0,87-1,15
83
Ж
20
15
90
14
10
1,16-1,74
91
К
14
10
102
10
4
1,75-2,02
103
ОС
10
4
107
7
3
2,03-2,49
108
т
7
3
115
6
2
2,50-3,40
116
ПА
6
2
130
4
3,47
>130
А
<4
Таблица 2
Площадь, скважина
Глубина залегания образца, м
к а §
Сб о. ео
m
О 1 й ю
$gi
НИ
Ro
^a"10
сб
ft сб a
Новоникольская, 279
5114—5116
с2
546
0,79
81
г
Саратовская, 1
3538—3544
с2
548
0,89
84
ж
4901—4904
D3
1911
1,58
99
к
Кенкияк, Г-90
3679—3682
Р2
300
0,65
76
г
4034—4038
Р2
300
0,71
78
г
Биикжальская, СГ-2
5216—5221
С2
336
0,84
82
г
5740—5745
С1
860
1,05
88
ж
5985—5987
Ст
1105
1,30
93
к
Степновская, 1
4030
С3
2300
1,08
89
ж
С целью изучения стадиального преобразования пород замерялась отражательная способность витринита в иммерсионном масле Яо и в воздухе Ra рассеянных углистых остатков [1].,На примере большого числа месторождений Восточно-Европейской платформы доказано, что между отражательной способ
ностью витринита и многими параметрами, выражающими стадиальное состояние отложений, существует тесная корреляционная зависимость [2]. На примере
Марка угляМарка угляРис. 1. Зависимость отражательной способности витринита в воздухе Ra от глубины залегания в солях и подсолевых отложениях соляных куполов и соляных антиклиналей Прикаспийской впадины.Отражательная способность витринита: 1 — в подсолевых отложениях, г -^- в подошве соли (данные получены путем экстраполяции), з—над куполами и соляными антиклиналями; изменение отражательной способности витринита с глубиной: 4 — в подсолевых отложениях скважин, 5 — в солях антиклиналей и куполовРис. 1. Зависимость отражательной способности витринита в воздухе Ra от глубины залегания в солях и подсолевых отложениях соляных куполов и соляных антиклиналей Прикаспийской впадины.Отражательная способность витринита: 1 — в подсолевых отложениях, г -^- в подошве соли (данные получены путем экстраполяции), з—над куполами и соляными антиклиналями; изменение отражательной способности витринита с глубиной: 4 — в подсолевых отложениях скважин, 5 — в солях антиклиналей и куполовэтих же районов показано, что на определенных стадиях изменения углистых остатков нефть замещается газом [1].
Марка угля
Марка угля
Рис. 1. Зависимость отражательной способности витринита в воздухе Ra от глубины залегания в солях и подсолевых отложениях соляных куполов и соляных антиклиналей Прикаспийской впадины.
Отражательная способность витринита: 1 — в подсолевых отложениях, г -^- в подошве соли (данные получены путем экстраполяции), з—над куполами и соляными антиклиналями; изменение отражательной способности витринита с глубиной: 4 — в подсолевых отложениях скважин, 5 — в солях антиклиналей и куполов
Рис. 1. Зависимость отражательной способности витринита в воздухе Ra от глубины залегания в солях и подсолевых отложениях соляных куполов и соляных антиклиналей Прикаспийской впадины.
Отражательная способность витринита: 1 — в подсолевых отложениях, г -^- в подошве соли (данные получены путем экстраполяции), з—над куполами и соляными антиклиналями; изменение отражательной способности витринита с глубиной: 4 — в подсолевых отложениях скважин, 5 — в солях антиклиналей и куполов
По данным указанных выше исследований между максимальной пористостью песчаников, распределением нефти и газа в недрах и отражательной способностью витринита наблюдается определенная зависимость (табл. 1). Наименее благоприятные для нефтена- копления зоны характеризуются высокой отражательной способностью витринита в воздухе — 103 — 107-10 и выше (отощенно-спекающиеся ОС и тощие Т угли), наиболее благоприятные имеют отражательную способность ввоз- духе 62 4- 85-10. (бурые Б, длиннопламенные Д, газовые Г).
Как показывают первые определения отражающей способности витринита (табл. 2), отложения, непосредственно залегающие под солью, на территориях, примыкающих к борту впадины, по величине отражательной способности находятся в зоне наиболее благоприятных условий для сохранения залежей нефти и коллекторских свойств терригенных пород.
Например, в Новоникольской скв. 279 отражательная способность витринита Ra в отложениях, залегающих на 400 м ниже кровли соли (глубина 5114— 5116 м), достигает 81-10 (газовые угли), в Биикжальской скв. СГ-2 на глубине 5216—5221 м — 82-10 (газовое угли). Под Кенкиякским куполом по результатам измерения отражательной способности витринита подсолевые отложения на глубине около 4000 м изменены еще в меньшей степени (стадия газовых углей).
В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины и ее бортового обрамления глубинный градиент отражательной способности ^Ra-10) близок к единице. Для Биикжальской скважины, например, он равен 1,2-10/100 м, для Саратовской и Западно-Ровенской скважин— 0,9-10/100 м. Для многих скважин, расположенных в Волгоградской области западнее бортового уступа, глубинный градиент отражательной способности Ra для подсолевых отложений составляет 1-10/100 м.
Знание градиента отражательной способности витринита позволяет экстра
полировать полученные данные и определить этот параметр в подошве соли (рис. 1). На рисунке видно, что отражательная способность витринита в подошве соли характеризуется низкими значениями даже на больших глубинах.
Тот факт, что сравнительно низкая степень изменения углей отмечается в подсолевых отложениях районов впадины, далеко расположенных друг от друга.
свидетельствует о наличии общего механизма, регулирующего сравнительно низкую палеотемпературу недр. В какой-то мере это явление можно объяснить высокими теплопроводящйми свойствами соли и благоприятной для вывода тепла соляной тектоникой. Соляные тела, обладая высокой теплопроводностью, по- видимому, служат инструментом отвода тепла из подсолевых отложений. Сказанное подтверждается высокими значениями отражательной способности витринита в кровле соляных куполов. На куполе Камышок (Саратовская область) ОСВ на глубинах 1899—1999 м в юрских отложениях характеризуется величиной 73—74 107?а. Над соляной антиклиналью в районе Липченковской мульды (Волгоградская область) ОСВ на глубине 1939 м равна 76—77 10Да.
Рис. 2. Схематическая карта стадиального изменения подсолевых отложений (с рассмотрением подсолевой толщи на 500 м ниже кровли соли).
1 — изолинии кровли подсолевых отложений (м); г — бортовой уступ; з — граница распространения кунгурских соленосных отложений; 4 — граница между зонами развития углей разных стадий изменения; зоны распространения пород с органическим веществом, измененным до стадий: 5 — бурых, длиннопламенных, газовых й отчасти жирных углей; 6 — жирных
и коксовых углей, 7 — отощенно-спекающихся и тощих углей; 8 — опорные скважины
Представление о количественном значении градиента ОСВ в солях можно получить, если соединить прямыми линиями данные об ОСВ в кровле и подошве соляных куполов (полученные как путем замеров, так и по результатам экстраполяции). Как видно на рис. 1, градиент ОСВ в солях в 3—4 раза ниже, чем в подсолевых отложениях, и достигает 0,25 4- 0,3 10Да/100 у.
Располагая сведениями о градиенте отражательной способности витринита в солях и подсолевых отложениях и глубине залегания подошвы соли, можно рассчитать степень изменения пород подсолевого комплекса под любым соляным куполом или антиклиналью.
На базе структурной карты подсолевого ложа Прикаспийской впадины (3) авторами статьи составлена схематическая карта (рис. 2) стадиального изменения 500-метровой толщи пород, непосредственно подстилающих соль.
На карте видно, что зона развития пород с органическим веществом, измененным до стадий бурых, длиннопламенных, газовых и отчасти жирных углей (или главная зона нефтегазонакопления), распространяется на внутренние при- бортовые районы впадины до отметки кровли подсолевых отложений —5000 м. В этой зоне коллекторами нефти и газа кроме карбонатных пород могут быть кварцевые, олигомиктовые и даже полимиктовые песчаники. Последние могут
быть коллекторами порового типа только в зоне бурых, длиннопламенных и газовых углей.
Зона развития пород с органическим веществом, измененным до стадий жирных и коксовых углей (или второстепенная зона нефтенакопления), распространена в районах с глубинами залегания кровли подсолевых отложений от 5000 до 8000 м. Коллекторами нефти и газа здесь допускаются карбонатпие породы и кварцевые нёглинистые песчаники.
Зона развития пород с органическим веществом, измененным до стадий ртощенно-спекающихся и тощих углей, охватывающая внутренние районы впадины с глубинами залегания подсолевых отложений ниже 8000 м, может содержать промышленные скопления газа в карбонатных коллекторах.
Фактический материал по стадиальному преобразованию отложений в целом подтверждает высокую оценку перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений, полученную на основе обобщения геологоразведочных работ и научных исследований на нефть й газ на этой территории [3].
Представления о стадиальных преобразованиях пород подсолевых отложений получены для районов развития соляных куполов и соляных антиклиналей. В межсолевых мульдах, особенно крупных, изменение пород протекает более интенсивно, чем в солях, поскольку терригенные отложения обладают более низкой теплопроводностью по сравнению с солью. Карта стадиального преобразования пород была составлена при допущении равномерности теплового потока в недрах Прикаспийской впадины. На самом деле это не совсем так. Например, геотермический градиент в Аралсорской скважине СГ-1 выше, чем в скв. 1 — Садовая, несмотря на то, что они расположены в межсолевых мульдах, выполненных близкими по составу породами.
Детализация предложенной схемы — задача дальнейших исследований.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Амосов И. И. Литификация и нефтеносность. — В кн.: Петрология углей и парагенез горючих ископаемых. М.," «Наука», 1967, с. 5—86 с ил.
К сопоставлению стадиального изменения рассеянных углистых остатков и песчаников палеозойских отложений Русской платформы. — «Изв. АН СССР. Сер. геол.», 1973, № 12, с. 132—135 с ил. Авт.: П. А. Карпов, А. Л. Гожая, И. М. Дианова и др.
Основные направления и результаты научных исследований в области геологоразведочных работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине в пределах Казахской ССР. — «Геология нефти и газа», 1974, № 4, с. 1—6 с ил. Авт.: С. П. Максимов, Б. Ф. Дьяков, Т. Айзенштадт и др.
УДК 552.5 : 553.98
М. Б. РИПУН
ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ПОРИСТОСТИС ГЛУБИНОЙ В ПАЛЕОГЕНОВОМ ФЛИШЕПРЕДКАРПАТСКОГО ПРОГИБА
Палеогеновые отложения во внутренней зоне Предкдрпатского прогиба являются основными резервуарами нефти на средних (до 3000 м) и больших (3500—4000 м) глубинах. В пределах указанных глубин не установлено четко выраженной зависимости между коллекторскими свойствами пород и современными глубинами их залегания. Более отчетливо такая связь проявляется между физическими свойствами пород, с одной стороны, и их литологическими особенностями, техническими напряжениями регионального и локального масштаба, а также гидрогеохимическими показателями — с другой.
Анализ данных о начальном дебите скважин, эффективных мощностях песчаников, физических параметрах, стадийных преобразованиях пород и минералов с учетом закономерностей распространения залежей нефти в пределах описываемой территории позволяет расширить поисковые критерии нефтеносности на глубины 4000—5000 м. Степень изменения палеогеновых пород по данным метаморфизма органического вещества (буроугольная стадия) и преобразования 104
глин (гидрослюдисто-монтмориллонитовый состав) не противоречит этим рассуждениям.
Результаты глубокого бурения за последние десять лет свидетельствуют о приуроченности нефтяных месторождений к высокопористым (до 18%) песчаникам, залегающим на глубинах до 4000 м (площади Старый Самбор, Танява, Семыгинов и др.).
Основные факторы, вызывающие изменение коллекторских свойств пород, выявлены в процессе изучения общегеологических, палеотектонических, петрофизических, литофациальных и гидрогеохимических показателей для всего региона, отдельных структур и блоков. Одним из основных факторов, проявившихся регионально, является седиментогенез, затем геостатическое (литостатическое) и стрессовое давление, температура, минерализация и состав пластовых ВОД'П
Роль седиментогенных факторов в сохранении первичных емкостных свойств в мощных песчаных горизонтах подтверждается приуроченностью высокодебитных скважин к мощным нефтяным пластам типа бориславского, ямненского, выгодского, нижнеменилитового (кливского) и др. Объяснение этому факту может быть найдено при рассмотрении особенностей состава обломочной части песчаников, их цемента, количества и характера первичного органического вещества, в значительной степени определяющего интенсивность диагенетических процессов в осадках. Эти песчаные горизонты в разрезе палеогена смещаются во времени и пространстве от более древних к более молодым с юго-востока на северо-запад. Они возникли в условиях активного гидродинамического режима (об этом свидетельствуют характер слоистости, разнозернистость и др.), вследствие чего почти лишены первичной органики и, возможно, поэтому слабо изменены диагенетически; характеризуются пятнистым распределением неоднородного цемента. Сульфатно-карбонЛтный и кремнистый состав цемента, его структура и количество в породах указывают на связь с минерализованными растворами, обогащенными рядом компонентов. Спорадическое распространение кварцевого регенерационного, халцедонового крустйфикационного, пленочного опалового цемента в песчаниках с одинаковых глубин (имеются в виду одновозрастные песчаники) свидетельствует о спонтанном возникновении их в дифференцированных условиях песчаного горизонта.. Видимо, в этих песчаниках благодаря первичной крепкой основе (каркасу) сохраняется унаследованная диагенетическая пористость.
Литофациальные особенности палеогенового флиша предопределили и размещение нефтяных месторождений на площади и в разрезе. Во внутренней зоне Предкарпатского прогиба намечаются три основные нефтеносные фациальные зоны: северо-западная, центральная и юго-восточная. Каждая зона имеет свои фациальные и тектонические особенности. В северо-западной зоне палеогеновый разрез флиша характеризуется увеличенной мощностью ямненских песчаников и сокращенной мощностью эоценовых и олигоценовых образований. Залежи нефти связаны с бориславским, менилитовым и ямненским песчаниками (Бори- славская группа месторождений, Старый Самбор, Улична и др.). В центральной части прогиба ямненская свита, эоценовые и олигоценовые (менилито- вая свита) отложения заметно фациально меняются. Ямненские отложения становятся более глинистыми, исчезает мощный бориславский песчаный горизонт в низах менилитовой свиты, а сама свита заметно увеличивается в мощности (вместо 100—250 м более 1000 м); в нижнеменилитовой подсвите появляются песчаные прослои (кливский песчаник и др.), в Нижнем эоцене — выгодские песчаники. С мощными песчаными горизонтами связана промышленная нефть этой зоны. Коллекторские свойства пород юго-восточной части Предкарпатского прогиба в значительной степени определяются фациальной обстановкой бассейна осадконакопления и положением источников сноса. Важная роль в этой части прогиба принадлежит трещинно-поровым коллекторам (песчаники, туфы, туффиты).
Геостатическое давление более отчетливо отразилось на характере изменения глинистых минералов, основных породообразующих компонентов аргиллитов и цемента терригенных пород. Его влияние проявляется также при изучении палеогенового и мелового флиша. В последнем отмечены более упорядоченные (диоктаэдрические) гидрослюды, хлорит, редко монтмориллонитовые пакеты
в смешаннослойных образованиях, характерных для условий позднего катагенеза. Однако в разрезе палеогенового флиша отмечаются спорадически совсем нелитифицированные глинистые породы — размокающие в воде глины. Они имеют реликтовые пепловые структуры и состоят из минералов монтмориллонитовой группы, образовавшихся при разложении пирокластики (вулканического стекла, плагиоклазов и других вулканогенных минералов). Аутигенная природа монтмориллонита не вызывает сомнений. Глины, состоящие из монтмориллонита, чаще всего приурочены к пачкам пород, обогащенным более крупнозернистым пирокластическим материалом (туфы и туффиты), а также к кремнистым горизонтам сложного строения (верхне- и нижнеменилитовые кремни). Прослои размокающих в воде глин отмечаются и в более древних осадочных образованиях — в верхне- и нижнемеловых флишевых отложениях Карпат (шипотская и головнинская серии). Состав этих глин монтмориллонитово-гидрослюдистый (разбухающая гидрослюда); происхождение глин, видимо, аналогично палеогеновым бентонитам — осадочно-вулканогенное. Приведенные данные подтверждают важное значение седиментогенного фактора, в частности исходного вещества, во вторичных преобразованиях вещества. Примером служат сохраняющие высокую пористость мощные пласты песчаных пород и размокающие в воде глины, встреченные среди уплотненных аргиллитов и песчаников мел-палеогенового флища Предкарпатского прогиба и Карпат,
Динамические напряжения, вызванные складкообразованием, повлияли на степень уплотнения пород в региональном плане. Наибольшую дислоцирован- ность испытали породы внутренней, антиклинальной зоны Карпат, где отсутствуют какие-либо нефтяные месторождения. Погруженный флиш складок окраинной части региона (Предкарпатский прогиб) наименее преобразован и дислоцирован. К ним приурочены нефтяные месторождения. С зонами тектонического дробления пород и повышенной трещиноватости в Предкарпатье связаны кратковременные выбросы фонтанов нефти (Борислав, Долина).
Гидрогеологический-фактор на стадии седиментогенеза не может быть выделен из сложной гаммы седиментогенных показателей в неконсолидированных осадках. Более четко действие вод на составные части пород проявляется на стадии позднего диагенеза и катагенеза, в литифицированных осадках. В частности, проникновение инфильтрационных вод способствовало разрушению нефтяных месторождений (окисление нефти с генерацией углекислого газа) в центральной части прогиба. Растворение ангидритового и гипсового цемента в песчаниках (отмечается в верхней части палеогена) — следствие недосыщения пластовых вод сульфат-ионами. Местами наблюдаются гидрохимические аномалии (повышенное содержание в водах алюминия, силиция, микроэлементов и т. п.), свидетельствующие о процессах растворения алюмосиликатов. Вместе с тем на глубинах 3000—3500 м отмечаются (структуры Оболонь, Струтынь, Ольховка) слабоминерализованные воды (аномальные), свидетельствующие о проникновении метеорных вод на одном из этапов реологического развития структур.
Приведенные сведения о пористых породах коллекторах палеогенового флиша Предкарпатского прогиба и о возможных условиях их формирования свидетельствуют о необходимости комплексного, всестороннего изучения коллекторов, установления многомерной корреляции и определения критериев для прогнозирования нефтегазоносности глубинных зон, различных по геологическому строению.
ВЫПУСК 124
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВВ ОБЛАСТЯХ РАЗВИТИЯ
ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩ
УДК 552.5
П. А. КАРПОВ, Н. В. СОЛОВЬЕВА,
А. Ф. СТЕПАНОВА, В. С. ЛАВРЕНТЬЕВА, А. Л. ГОЖАЯ, Л. И. ФИЛИППОВА, М. А. КОСТЕНКО
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ УСЛОВИЙ И ЗОН, БЛАГОПРИЯТНЫХДЛЯ СОХРАНЕНИЯ ПЕРВИЧНЫХ Й РАЗВИТИЯ ВТОРИЧНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Первичными считаются коллекторы, поровое пространство которых в постдиагенетические стадии сохранялось либо уменьшалось под влиянием факторов катагенеза, вторичными — коллекторы с поровым пространством, увеличивающимся по сравнению с первичным или возникающим вновь. Среди вторичных коллекторов следует различать вторично-пустотные и трещинные породы. Вторично-пустотные карбонатные коллекторы легко отличаются от первичных визуально по форме и- размеру пустот. Таким же качественным методом иногда можно разделить первичные и вторичные коллекторы среди песчаников с высоким содержанием карбонатных цементов.
Один из количественных (графических) методов, позволяющих отличить вторично-пустотные коллекторы от первичных, основан на закономерном изменении пористости пород с глубиной. Песчаники с вторично-пустотным пространством, залегающие в определенном интервале глубин, должны характеризоваться более высокой пористостью по сравнению с пористостью основной массы литологически однотипных пород, поднятых с этих же глубин. Еще более универсальным является графический метод выделения вторичных коллекторов, основанный на связи пористости песчаников с отражательной способностью витринита (ОСВ) [5].
С, целью выделения вторично-поровых коллекторов в пластах кварцевых песчаников Днепровско-Донецкой впадины, Тимано-Печорской области, восточного склона Воронежского массива и складчатого Донбасса была рассмотрена зависимость между максимальной пористостью кп max песчаников в пластах и ОСВ (см. рисунок). Как видно из рисунка, точки располагаются в виде трех последовательностей: главной и двух дополнительных.
Верхняя дополнительная последовательность (с пониженной пористостью песчаников) типична для складчатого Донбасса. Она легко объяснима с позиций наличия стресса, возникшего во время складчатости. Вторичного пустотного пространства песчаники складчатого Донбасса не имеют.
Около 99% пластов всех кварцевых песчаников месторождений указанных нефтегазоносных провинций, залегающих на глубинах 1000—5000 м при среднем геотермическом градиенте (2,0—3,2)° С/100 м, попадают на главную последовательность. А это значит, что в подавляющем числе случаев пористость кварцевых песчаников на платформе первична, что она закономерно уменьшается под влиянием физических факторов катагенеза, среди которых на платформе главными являются температура и время ее воздействия.
На нижнюю дополнительную последовательность точки попали, возможно, по разным причинам. Не исключено, что отскок точек в сторону повышенной пористости обусловлен сильным прогревом пород, залегающих на небольших глубинах (почти все пласты, попавшие на эту последовательность, находятся на глубинах до 3000 м). Очевидно также и то, что на нижнюю дополнительную
последовательность должны попасть и песчаники, обладающие вторичной пористостью. Если даже все точки нижней последовательности связывать с вторичными пустотами, то и тогда следует признать, что таких песчаников в разрезах Восточно-Европейской платформы очень мало.
Аналогичным образом было проанализировано соотношение между степенью изменения песчаников и растительных остатков для глубокопогруженных отложений Северного Кавказа. Оказалось, что IX пласт Озексуатского месторожде-
Сопоставление степени изменения кварцевых песчаников и отражательной способности витринита растительных остатков, отобранных из пластов.Сопоставление степени изменения кварцевых песчаников и отражательной способности витринита растительных остатков, отобранных из пластов.Последовательности: 1 — главная (платформенные районы с геотермическим градиентом (2—3,2 С)°/100 м, 2 — нижняя дополнительная (платформенные районы с геотермическим градиентом 3,6° С/100 м), 3 — верхняя дополнительная (складчатые районы Донбасса); 4 — восточный склон Воронежского массива; 5 — Тимаио-Печорская провинция; 6 — Днепровско-Донецкая впадина; 7 — Складчатый Донбасс; марки углей: Б — бурые, Д — длиннопламенные, Г — газовые, Ж — жирные, К — коксовые, ОС — отощенно-спекающиеся, Т — тощие, ПА — полуантрациты, А — антрациты; Яо — отражательная способность витринита в иммерсионном масле; В — то же, в воздухеПоследовательности: 1 — главная (платформенные районы с геотермическим градиентом (2—3,2 С)°/100 м, 2 — нижняя дополнительная (платформенные районы с геотермическим градиентом 3,6° С/100 м), 3 — верхняя дополнительная (складчатые районы Донбасса); 4 — восточный склон Воронежского массива; 5 — Тимаио-Печорская провинция; 6 — Днепровско-Донецкая впадина; 7 — Складчатый Донбасс; марки углей: Б — бурые, Д — длиннопламенные, Г — газовые, Ж — жирные, К — коксовые, ОС — отощенно-спекающиеся, Т — тощие, ПА — полуантрациты, А — антрациты; Яо — отражательная способность витринита в иммерсионном масле; В — то же, в воздухе
Сопоставление степени изменения кварцевых песчаников и отражательной способности витринита растительных остатков, отобранных из пластов.
Сопоставление степени изменения кварцевых песчаников и отражательной способности витринита растительных остатков, отобранных из пластов.
Последовательности: 1 — главная (платформенные районы с геотермическим градиентом (2—3,2 С)°/100 м, 2 — нижняя дополнительная (платформенные районы с геотермическим градиентом 3,6° С/100 м), 3 — верхняя дополнительная (складчатые районы Донбасса); 4 — восточный склон Воронежского массива; 5 — Тимаио-Печорская провинция; 6 — Днепровско-Донецкая впадина; 7 — Складчатый Донбасс; марки углей: Б — бурые, Д — длиннопламенные, Г — газовые, Ж — жирные, К — коксовые, ОС — отощенно-спекающиеся, Т — тощие, ПА — полуантрациты, А — антрациты; Яо — отражательная способность витринита в иммерсионном масле; В — то же, в воздухе
Последовательности: 1 — главная (платформенные районы с геотермическим градиентом (2—3,2 С)°/100 м, 2 — нижняя дополнительная (платформенные районы с геотермическим градиентом 3,6° С/100 м), 3 — верхняя дополнительная (складчатые районы Донбасса); 4 — восточный склон Воронежского массива; 5 — Тимаио-Печорская провинция; 6 — Днепровско-Донецкая впадина; 7 — Складчатый Донбасс; марки углей: Б — бурые, Д — длиннопламенные, Г — газовые, Ж — жирные, К — коксовые, ОС — отощенно-спекающиеся, Т — тощие, ПА — полуантрациты, А — антрациты; Яо — отражательная способность витринита в иммерсионном масле; В — то же, в воздухе
ния с максимальной пористостью песчаников, равной 30%, согласно главной последовательности степени изменения растительных остатков должен был бы иметь А:п max = 20%. Это свидетельствует в пользу вторичного происхождения значительной части цор песчаников этого пласта. По Мнению Н. Н. Бакуна, вторичная пористость возникла в результате растворения кальцитового цемента водами, богатыми углекислотой. К сожалению, такие случаи являются уникальными и для Северо-Кавказской платформы. На этой территории максимальная измеренная пористость также либо ниже рассчитанной по главной совокупности, либо совпадает с ней (табл. 1). А это означает, что и в пределах Предкавказской платформы основное число пластов терригенных коллекторов порового типа имеет первичное поровое пространство.
С учетом высокой изученности глубоких недр Америки, нами предпринята’ оценка степени изменения глубокозалегаюпщх коллекторов месторождений США. С этой целью применялся метод расчета ОСВ, разработанный Н. В. Лопатиным [4]. Метод основан на учете данных о температуре пластов и времени их пребы-
Таблица 1
Степень изменения глубокозалегающих кварцевых песчаников некоторых месторождений нефти и газа Советского Союза
Месторождение или скважина
is
Рн Ч
Ei а
Ен
ео о И
£ ■ ®* Е ° *2^, 2 8 к й . Л S 5
«м и а „ ф ф S
св СО
И
О Я со к
Тип коллектора
Й^ Ем" § 2* Q к д «К g sSg
Апшеронский полуостров
Зыря
Днеп
4864
р О в с
100
ко-Д
к2 о н е п
70, В * | Katt кая впади]
Поровый a a
26/30
Гадячское
4820
120
Ci
86, Ж
Kat3
»
14/16
Харьковцевская . . .
4500
110
С!
87-92, Ж—К
Kat3
»
13/16
Восточный склон В
о р о н е ж с к о
го массива
Г
Петроввальская . .
4800
120
d2
90, Ж-К
Kat3
Порово-
ТПРТТТТТТГНКГТТ
—/14
Моисеевское . . . .
3800
120
d2
95, К
Kat3
Трещинный
8/13
Бортовая
зона Пр
икаспийской впадины
Западно-Ровенское
4900
130
D3
96, К
Kat3
Поровотрещинный
-/13
Тима
но-Печорска
я провинция
Печоргородская . .
3545
d2
91, Ж
Kat3
То же
10/15
Юръяхская . . . .
4050
—
d2
100, К
Katg
»
9/12
Усинская
3340 > С
ев е р
d2
н ы й
85, Ж Кавка
Katg
3
»
17/17
Озексуатская . . . .
3200
138
Кг
84, Ж
Kat3
»
28/20
Колодезная . . . .
3450
132
К!
83, Ж
Katg
»
20/20
Юбилейная . . . .
4250
150
J
87, Ж
Katg
»
—/16
Северная
5300
—
р
87, Ж*
Katg
»
18/18
* Отражательная способность витринита
вычислена по методике, описанной в ра
боте [3].
** Числитель —максимальная пористость измеренная, знаменатель —максимальная пористость, соответствующая степени изменения углей (рассчитанная исходя из главной последовательности).
вания в условиях различных температур. Сведения о пластовых температурах и возрасте пород были заимствованы из статьи Дж. Максвелла, а также из различных американских публикаций [2].
Применяя указанную выше методику расчета, удалось установить, что рассмотренные нами глубокозалегающие пласты месторождений США, связанные с кварцевыми песчаниками, располагаются в тех же зонах, что и в СССР, т. е. в раннем, среднем и позднем катагенезе. Все песчаники-коллекторы обладают пористостью, характерной для песчаников районов главной последовательности (см. рисунок), а значит, поровое пространство их скорее всего первично (табл. 2).
Степень изменения глубокозалегающих коллекторов некоторых наиболее глубоких горизонтов США
Бассейн, нефтегазоносный район, литературный источник
Месторождение, скважина, свита, возраст
8
-к й S К и S * & §
Литологический состав
Ra. 10, расчетная степень изменения углей, марка угля
Is
Нефтегазоносность
!§•»
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Галф-Кост, [7]
₽з
3500
110
Кварцевые песчаники
67, Б
Katt
Нефть
26/37
То же, [2]
Вестиан, Бей, Р3,
4000
140
То же
70, Б
Katj
Газоконденсат
20/32
»
То же
4600
160
»
76, Д
Katr
To же
30/26
То же, [7]
В з
6000
176
»
87, Ж
Katg
Газ
14/16
»
N1
7500
180
»
. 94, К
Kat|
»
10/14
То же (Ландее, 1967 г.)
Вз, Ni
7337
250
»
120, ПА
Met
—/6
Впадина Анадарко, [2]
Милс-Ранч, хан- тон, S
Норт-Ист Мейфит, хантон, S
6427
6492
160
Доломиты
101-105, ОС
Kat4
Газ
То же
6810- 6967
180
»
118-119, Т—ПА
Kat4, Met
»
—
»
Скв. 1 Вейден, ар- бокл, О
9159
212
»
140, А
Met
—
»
Скв. 1 Берта-Роджерс, арбокл,О
9590
243
Доломиты, известняки, песчаники
160, А
Met
На забое расплавленная сера
—
Бассейн Делавер, [2]
Себайн, Гез-Юнай- тед, эленбургер, О
6930
160
Доломиты, известняки
101—105, ОС
Kat4
Газ
—
Внутренний соленосный бассейн, [2]
Томасвилл, Смаковер, J
Более 6000
193
Кварциты со вторичными пустотами
111-112, ОС-Т
Kat4
»
-/67
* Числитель—максимальная пористость измеренная, знаменатель — максимальная пористость, соответствующая степени изменения углей, (рассчитанная исходя из главной последовательности).
Исключением являются кварцито-песчаники свиты смаковер месторождения Томасвилл, залегающие на глубинах свыше 6000 м в условиях температур, близких к 200° С. По расчетным данным песчаники располагаются в зоне, переходной от тощих углей (конечный катагенез) к полуантрацитам (метагенез). Главной особенностью песчаников является наличие вторичных пустот. Доказательством вторичнбсти пустотного пространства песчаников свиты смаковер месторождения Томасвилл служит наличие крупных пустот, по форме напоминающих оолиты и линзы кальцита. По мнению американских исследователей [1], выщелачивание кальцита песчаников свиты смаковер произошло за счет углекислоты, образовавшейся при внедрении интрузивов в известняки, которые расположены за пределами площади. Уникальность подобного явления очевидна.
Гораздо чаще встречаются вторичные коллекторы, поровое пространство которых сформировано в гипергенезе. Характерными коллекторами такого типа, на наш взгляд, являются доломиты свит эленбургер и хантон впадин Делавер и Анадарко (США). Как следует из истории развития этих впадин [8], после отложения карбонатов свит эленбургер и хантон наступил длительный континентальный перерыв, вполне достаточный для того, чтобы в условиях приповерхностного выветривания сформировалась вторичная пористость в любых породах, в том числе и в микрозернистых, с первичной пористостью менее 1—2% . Другие карбонатные толщи упомянутых впадин, как вайола, арбокл и другие, также характерны тем, что в их кровле фиксируются перерывы в осадконакоплении.
Еще более длительный перерыв в осадконакоплении отмечается после отложения палеозойских карбонатов в пределах Западно-Сибирской низменности, где в последние годы также обнаружены типичные вторичные коллекторы с кавернами выщелачивания [6].
Растворение карбонатов как атмосферными, так и ювенильными водами, агрессивные агенты которых имеют магматическое происхождение, легче всего протекает в породах, обладающих хотя бы незначительной первичной пористостью. Поэтому наиболее благоприятными для развития вторичных карбонатных коллекторов являются зоны накопления обломочных известняков (калькарениты), рифов и других мелководных осадков. Особенность вторичных пор в карбонатных породах заключается в том, что они не могут исчезнуть в результате воздействия главных факторов стадиального изменения песчаников (температуры, давления и времени) до тех пор, пока не станет пластичной сама порода.
В настоящее время накоплено достаточно фактов, свидетельствующих о том, что известняки на глубинах 5000 м и более, расположенных в зонах позднего катагенеза включительно, не имеют признаков пластичности. Наименее пластичными среди карбонатных пород, как известно, являются доломиты. Они сохраняют поровое пространство на стадиях преобразования углей, по-видимому, даже близких к полуантрацитам (см. табл. 2). По расчетным данным на этой стадии находятся доломиты свиты хантон самой глубокой газовой залежи мира месторождения Норт-Ис^ Мейфит на глубине 6967 м (впадина Анадарко).
Не исключено, что вторичное.поровое пространство в доломитах сохраняется- и на более поздней стадии — антрацитов. По расчетным данным, на этой стадии находятся карбонатные породы свиты арбокл в самой глубокой скважине мира (скв. 1 Берта-Роджерс). При бурении этой скважины на глубине 9503 м в стволе появилась расплавленная сера [9], свидетельствующая о наличии порового пространства в породах.
Полной противоположностью вторичным карбонатным коллекторам являются полимиктовые песчаники. Их вторичная пустотность связана с внутри- зерно'выми порами, полностью заполненными связанной водой. Не имея прочного скелета, они при той же стадии изменения обладают более низкой пористостью, чем кварцевые песчаники.
Особым типом вторичных коллекторов являются трещиноватые породы.. Трещины могут развиваться по любым хрупким породам, в том числе и по песчаникам, не имеющим первичного порового пространства (полностью консолидированные породы). Типичными трещинными коллекторами являются кварцевые алевролиты с регенерационным цементом зоны коксовых углей Моисеевской площади Волгоградской области (см. табл. 1). Промышленная емкость трещинных коллекторов может быть создана за счет большой мощности (сотни метров) трещиноватых пород. В случае развития трещин в породах, имеющих первичное
или вторичное поровое пространство, коллекторские свойства пластов резко увеличиваются за счет повышения проницаемости. Емкость же при этом практически не меняется.
Изучение пористости и проницаемости плотных пород в условиях неравномерного сжатия показало, что глубина залегания не может быть препятствием для возникновения трещин. Наиболее благоприятные условия для формирования и сохранения трещиноватости, по мнению многих исследователей, создаются в районах интенсивного развития новейших тектонических движений.
Проведенные исследования позволяют делать следующие выводы.
Основное значение среди терригенных пород на больших глубинах имеют первичные коллекторы. Изменение их с глубиной хорошо коррелируется с отражательной способностью витринита.
Зоны, благоприятные для сохранения первичных коллекторов, можно выявить методами стадиального и палеогеографического анализов. Задачи стадиального анализа заключаются в поисках районов с наиболее благоприятным сочетанием факторов катагенеза, изучении свойств коллекторов всех литологических типов в процессе их стадиального преобразования, выявлении таких пород, которые сохраняли бы первичную пористость и при глубоких стадиях изменения. Задача палеогеографического анализа — предсказать участки развития устойчивых пород.
Наиболее благоприятными районами для сохранения первичных терригенных коллекторов являются площади с низкими геотермическими градиентами отложений, а при равных геотермических градиентах — районы с наиболее молодыми породами. Наименее благоприятными представляются складчатые области.
Максимально устойчивыми при стадиальных преобразованиях являются кварцевые неглинистые песчаники, самыми неустойчивыми — полимиктовые.
Первичные коллекторы промышленного значения на больших глубинах встречены в зонах раннего (бурые и длиннопламенные угли), среднего (газовые угли) и позднего (жирные и коксовые угли) катагенеза.
Вторичные коллекторы с пустотами выщелачивании могут быть встречены (по расчетным данным) в эонах конечного катагенеза (отощенно-спека- ющиеся и тощие угли), верхней Части метагенеза (полуантрациты) и возможно даже в нижней части метагенеза (антрациты).
Наиболее распространенными вторичными коллекторами являются известняки и доломиты, сформированные во время длительных континентальных и кратковременных перерывов в осадконакоплении.
В качестве уникальных вторичных коллекторов можно отметить прослои и линзы кавернозных песчаников и, по-видимому, карбонатных коллекторов, пористость которых обусловлена выщелачиванием за счет углекислоты, связанной с ювенильными водами, внедрением интрузивов в карбонатные толщи и т. и.
Особым видом вторичных коллекторов являются трещинные породы, обязанные своим происхождением новейшим тектоническим движениям.
ic ПИ С О к ЛИТЕРАТУРЫ
Выделений Г. А. Различные классификации аномально-высоких пластовых давлений и их практическое использование (на примере осадочных бассейнов США).— Геология, методы поисков и разведка месторождений нефти и газа, вып. 2. М., изд. В-ИЭМС, 1974, с. 10 — 11 с ил.
Бурение сверхглубоких скважин в США.—«Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика». М., изд. ВНИОЭНГ, 1972, 91 с. с ил.
Катагенетическце изменения коллекторов и покрышек на восточном погружении Воронежского массива. — «Геология нефти и газа», 1974, № 11, с. 52—57, с ил. Авт.: П. А. Карпов, И. М. Герасимов, И. М. Дианова и др.
Количественная Оценка температуры и геологического времени как факторов углефикации рассеянных углистых остатков и возможности ее использования в нефтяной геологии. — «Изв. АН СССР, Сер. геол.», 1957, № 3, с. 103—113 с ил. Авт.: П. А. Карпов, А. Ф. Степанова, Н. В. Соловьева и др.
К сопоставлению стадиального изменения рассеянных углистых остатков и песчаников палеозойских отложений Русской платформы. — «Изв. АН СССР. Сер. геол.», 1973, № 12, с. 132—135 с ил. Авт.: П. А. Карпов, А. Л. Гожая, И. М. Дианова и др.
Палеозойская нефть в Новосибирской области. — «Геология нефти и газа», 1975, № 2, о. 14—19 с ил. Авт.: Н. П. Запивалов, Е. М. Зубарев, В. А. Минько и др.
Maxwell J. Influence of depth, themperature and geologic age in porosity of guart- zose Pandatones. — *BAAsG», 1964, vol. 48, N 5, p. 923—924.
УДК 552.5 (571.1)УДК 552.5 (571.1)
УДК 552.5 (571.1)
УДК 552.5 (571.1)
Т. И. ГУРОВА, К. С. КОНД РИНА, . Р. С. РОЯК, Л. С. ЧЕРНОВА
РОЛЬ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ
Обширный фактический материал по гранулярным коллекторам продуктивных горизонтов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции показал, что ведущее значение при формировании пород-коллекторов имеют условия осадконакопления, во многом предопределившие направленность вторичных процессов. Среди фациальных типов коллекторов нефти и газа на изученной территории установлены: мелководног-морские, - прибрежно-морские, крупных лагун и морских заливов, авандельтовые, русловые и пролювиально-делювиальные. Сведения о генетических типах коллекторов сводятся к следующему.
Лучшие породы-коллекторы присутствуют в зоне мелководно-морских фаций. Здесь формируются выдержанные по простиранию и более однородного строения песчаные пласты с большей эффективной емкостью, представленные мелко- и среднезернистыми, хорошо отсортированными песчаниками. Участки распространения коллекторов V—VI классов в этой зоне определяются первичной глинизацией осадков на погруженных участках палеоотмелей, во впадинах и депрессионных зонах, либо проявлением вторичных процессов.
В зоне преобладания прибрежно-морских фаций роль коллекторов I—III классов менее заметна, чем в мелководно-морских. Здесь песчаные пласты имеют более неоднородное строение, сокращается их эффективная мощность; встречаются различные типы песчаников по гранулометрическому составу, в том числе и разнозернистые; присутствуют алевролиты; часто наблюдается переслаивание песчаных, алевритовых и глинистых пород; слабая сортировка обломков в породах. Лучшие коллекторы среди прибрежно-морских осадков встречены в районах, где формирование их происходило в основном за счет местных источников сноса, существовавших в виде островов, и в участках, несколько удаленных от береговой линии бассейна. Наличие в этой зоне коллекторов V—VI классов связано в одних случаях с сокращением мощности отдельных песчаных пачек в общей мощности продуктивного пласта, его глинизацией, в других — с проявлением вторичных процессов.
, В пределах зон лагунных и континентальных фаций, а также переходных от лагунных к континентальным или к прибрежно-морским установлены локальные участки с повышенными коллекторскими свойствами пород. Это площади, где расположены песчаные пласты более.или менее однородного строения с мощностью отдельных прослоев свыше 10 м, представленные средне- и мелкозернистыми песчаниками с незначительным количеством глинистого цемента. Прогнозирование участков распространения промышленных коллекторов является весьма затруднительным и требует детальных палеогеографических реконструкций. Указанное усугубляется тем, что песчаные пласты, например, в континентальных условиях седиментогенеза, не выдержаны по мощности и простиранию, что определялось частой фациальной изменчивостью осадков.
В наиболее погруженных участках изученной территории (глубина 2500 м) независимо от фациальной принадлежности в юрских отложениях распространены практически непроницаемые породы, а среди них прослои коллекторов V—VI, реже IV и единично III классов. Лучшие коллекторы в этих условиях располагаются в срединной части мощных (свыше 10 м) песчаных пластов, в участках расположения грубо-, крупно- и среднезернистых пород с хорошей сортировкой обломков., с незначительной примесью первичного глинистого цемента. Подобные породы представляют собой осадки повышенных участков палеоотмелей либо подводных течений в мелководном морском бассейне. Они формируются также около выступов фундамента, в стержневой части русел палеорек и вблизи региональных и местных источников сноса.
Рельеф дна седиментационного бассейна, его тектоническая жизнь, динамика водной среды и другие факторы обусловили размещение коллекторов в пределах
ИЗИЗ8 Заказ 1488
ИЗ
ИЗ
структур различных порядков. Нами рассмотрены схематичные карты распределения песчанистости и коллекторских свойств пород юры и мела по 60 локальным структурам. Из них 37% составляют консидементационные поднятия, где в результате волновой деятельности накапливались песчаные пласты с боЛее крупнозернистым, лучше отсортированным материалом, с незначительным количеством цемента — коллекторы высоких классов проницаемости.
Поступательный характер водной среды в зоне направленных палеотечений определяет полосчатое размещение гранулярных коллекторов, в которых содержание тонкозернистых частиц невелико и сортировка материала несколько слабее, чем на сводах палеоотмелей. Такой тип распределения коллекторов составляет 20% от числа изученных структур.
Выявлены случаи (7%) глинизации песчаных пластов на сводах и всей площади структуры, что обусловлено положением ее в условиях регрессирующего морского бассейна при неустойчивом характере береговой линии. Результатом этого является частое чередование литологических разностей пород.
Выявлены случаи отсутствия закономерностей в распределении коллекторов в зависимости от современного структурного плана локальных поднятий. Указанное, видимо, связано с особенностями тектонического режима этих участков, например пассивностью поднятий в период седиментации, или с возможным размывом и сносом осадков свода под влиянием односторонних волнений среды,' или с последующей перестройкой палеоструктурного плана, изменившего перво* начальное положение более крупнозернистых и лучше отсортированных пород. Такое размещение коллектора составляет 20,5% от числа изученных поднятий.
Иногда в пределах структур качество коллекторов идентично на всей площади поднятия. Это объясняется в одних случаях тем, что основная роль в формировании коллекторов принадлежит вторичным процессам, интенсивность которых снивелировала их первоначальные коллекторские свойства, в других — пассивностью водной среды седиментационного бассейна при наличии слабовыра- женного в рельефе поднятия. Случаи равномерного размещения коллекторов в пределах структур составляют 10% от рассмотренных примеров.
Приведенные материалы свидетельствуют о ведущей роли седиментогенеза в размещении пород-коллекторов. Тем не менее с глубиной коллекторские свойства пород на рассматриваемой территории испытывают значительное ухудшение.
Среди вторичных процессов, снижающих качество коллекторов, наиболее интенсивно проявляется уплотнение. Это подтверждается данными таблицы, где для средне- и мелкозернистых песчаников с содержанием цемента менее 10% юры и мела юго-восточных районов Западной Сибири приведены средние арифметические значения х и коэффициенты вариации w по ряду параметров.
Характеристика пород-коллекторов в зависимостиот глубины их залегания в отложениях юры и мелаюго-восточных районов Западной Сибири
Показатели
Глубины, м
<2000
2000—2300
2300—2600
> 2600
X
W
X
W
X
W
X
W
Фракции, мм:
-
0,5—0,25
24,7
82
18,8
81
24,1
189
31,3
140
0,25—0,1
64,3
27
61,8
26
56,1
64
54,5
58
0,1—0,05
6,1
58
11,2
122
12,0
36
6,6
74
0,05—0,01
0,4
332
2,0
229
1,8
137
1,4
200
Количество цемента, %
5,7
23
6,0
35
7,1
144
6,2
21
Плотность, г/см3
1,9
31
1,95
54
2,2
60
2,28
124
Пористость открытая, %
25,4
5,7
22,0
14
15,4
26
12,1
35
Проницаемость, мД
292,4
62
244,1
92
60,0
135
10,3
163
114
a
Последовательность образования вторичной внутризерновой пористости в песчаниках аналога пласта Ю!—Ю* (?) Ярской площади.
а — песчаник с каолинит-кальцитовым цементом выполнения пор: 1 — зерна полевых шпатов,свежие, 2 — то же, локально измененные, выветрелые; б — песчаник с каолинит-сидерит-кальцитовым цементом выполнения пор, каолинизацией полевых шпатов: з — зерна полевыхшпатов с частичной каолинизацией до полной, 4 — каолинит, мелкочешуйчатый, 5 — то же,крупночешуйчатый; в — песчаник с каолинит-кальцитовым цементом, каолинизацией полевыхшпатов, внутризерновой пористостью: 6 — каолинит мелкочешуйчатый в порах, 7 — внутри-зерновые поры
С глубины 2300 м возрастает плотность пород, снижаются их открытая пористость и проницаемость. Коэффициенты вариации показывают на значительные колебания физических параметров пород по мере их погружения. .
Анализ изменения коллекторских свойств пород по отдельным литологическим типам в интервале 1200—3000 м показал , что до глубины 2000 м открытая пористость песчаных и алевритовых пород более 20%, в интервале .2000—2400 м она постепенно уменьшается, а с глубины 2400 м заметно снижается независимо от литологического типа пород., Изменение проницаемости у алевролитов с цементом менее 10% до 10 мД наблюдается с глубины 2200 м, у мелкозернистых песчаников — 2400 м, среднезернистых — 2550 м. У этих же пород, но с цементом более 10% проницаемость соответственно уменьшается на глубинах 1800; 2300 и 2400 м.
Таким образом, для прогнозирования зон развития промышленных коллекторов на глубинах ниже 2500 м необходимы детальные литолого-фациальные исследования. Они нужны с целью выявления участков распространения более крупнозернистых пород с количеством цемента менее 10% и песчаных пластов мощностью более 10 м, ибо в срединных частях мощных песчаных пластов сохраняются лучшие коллекторские свойства, а вторичное минералообразование наи-. более интенсивно проявляется в их кровле и подошве.
Улучшению коллекторских свойств в терригенных породах в ряде случаев способствуют вторичные процессы, обусловливающие растворение отдельных составных частей породы, скелетной части зерен, минеральных включений в обломочных зернах и ведущих к образованию новых межзерновых и внутризерновых пор. Так, в шлифах трещиноватых песчаников и алевролитов Северного месторождения нефти Александровского нефтегазоносного района наблюдались следующие вторичные изменения: а) частичная или полная каолинизация зерен полевых шпатов, повышенное содержание каолинита в порах; б) корродирован- ность зерен кварца, растворение зерен полевых пшатов; в) регенерация зерен кварца и полевых пшатов; г) микротрещиновйтобть отдельных зерен.
Выщелачивание составных частей породы с образованием внутризерновой пористости установлено в песчаных горизонтах юрских и нижнемеловых континентальных отложений восточных районов Западно-Сибирской плиты. В результате в разрезах выделены горизонты с повышенной внутризерновой пористостью до 10—20% от общего количества зерен. Последовательность и механизм ее образования показан на рисунке. В песчаниках с карбонатно-каолинитовым цеметом полевые шпаты постепенно изменяются от сравнительно свежих до слабоизме- ненных (см. рис. 1, 2). Затем происходит дальнейшая каолинизация определенных более выветрелых участков керна. Каолинизированные участки в зернах полевого шпата разрастаются, соединяясь с соседними до полной каолинизации полевого шпата, а затем и до частичного выпадения каолинита из внутризерновых пор. При этом несколько пор объединяются с соседними выщелачен-* ными порами, образуя внутризерновые поры крупного размера (до 0,01—0,15 мм).-' Из рисунка видно, что в последней стадии разрушения остаются только реликты обломочного зерна полевого пшата с большой внутризерновой пористостью.
Следовательно, наряду с сокращением размеров и усложнением строения пор коллекторов под действием давления вышезалегающих толщ при определенных условиях происходит формирование вторичных пор выщелачивания и микротрещиноватости, улучшающих качество коллектора.
УДК 551.1 : 53УДК 551.1 : 53В. М. ДОБРЫНИН, В. А. СЕРЕБРЯКОВ
УДК 551.1 : 53
УДК 551.1 : 53
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯАНОМАЛЬНО-ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЙ В КОЛЛЕКТОРАХНА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Использование геофизических методов исследования скважин для оценки аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) описано в работах зарубежных и советских исследователей [1, 2, 4, 5]. При этом каждый автор рассматривает какой-либо один геофизический метод применительно к условиям конкретного района. Если исключить эмпирические графики, построенные для этой цели, то определение АВПД в коллекторах, вмещаемых мощными глинистыми толщами, возможно с помощью методики, основанной на интерпретации «кривых нормально уплотненных глин», и графической методики эквивалентной глубины. Кратко рассмотрим основные положения этих методик. Под термином «кривые нормально уплотненных глин» понимают зависимости между каким-либо физическим свойством глинистых пород, имеющих нормальное гидростатическое давление поровой жидкости, и глубиной залегания этих пород. Опыт показывает,, что физические свойства чистых глинистых пород на больших глубинах, для которых характерно возникновение АВПД, определяются главным образом их уплотнением. При этом влияние изменения минерального состава глин на глубинах свыше 2000—2500 м отступает как бы на второй план; на глубинах свыше 1000—1500 м значительно меньше изменяется минерализация поровых вод. Температура является вторым (после уплотнения) фактором, определяющим физические свойства чистых глинистых пород на глубине.
Исследование петрофизических связей показывает, что для чистых глинистых пород, имеющих нормальное гидростатическое давление поровой жидкости, статистические зависимости между многими физическими свойствами (пористость, плотность, удельное электрическое сопротивление, интервальное время пробега упругих волн, интенсивность рассеянного гамма-излучения, интенсивность нейтронного гамма-метода) и глубиной залегания могут быть аппроксимированы экспоненциальными зависимостями в достаточно широком диапазоне глубин. В полулогарифмическом масштабе такие статистические зависимости могут быть представлены прямыми линиями, которые условились называть «кривыми нормально уплотненных глин».
Ра — Рн +Ра — Рн +8 (6п, ср — бв> ср) Ыг|^^|±^^Ак8 (6п, ср — бв> ср) Ыг|^^|±^^Ак(1),(1),Физические свойства глинистой породы при естественном залегании зависят от степени ее уплотнения и определяются значениями горного и пластового- давлений и температуры. С учетом указанных факторов было выведено новое обобщенное уравнение, позволяющее использовать данные о пористости, плотности глинистых пород, а также материалы электрических, радиоактивных, и ультразвукового методов исследования скважин для определения АВПД:
Ра — Рн +
Ра — Рн +
8 (6п, ср — бв> ср) Ыг|^^|±^^Ак
8 (6п, ср — бв> ср) Ыг|^^|±^^Ак
(1),
(1),
Здесь рн — нормальное гидростатическое давление, кгс/см2; g — ускорение силы тяжести, м/с2; 6П. ср, 6В. Ср — средневзвешенные значения плотности, соответственно вышележащих пород и насыщающих вод, г/см3;Т — геотермический градиент в исследуемом интервале глубин Ай, °С/100 м; а (ж)ср — среднее значение- температурного коэффициента глин в интервале температур (f2 — q); агц ^2 — значения какого-либо физического свойства глинистых пород соответственно- на глубинах кг и ha; хн, жа — значения того же физического своцства глин соответственно при нормальном и аномальном давлениях поровой жидкости.
С помощью методики «кривых нормально уплотненных глин» были выделены зоны аномальных поровых давлений по 65 скважинам 28 площадей семи нефтегазоносных областей Советского Союза. Установлено, что зоны повышенных поровых давлений четко выделяются с помощью методов электрометрии,
радиометрии и ультразвукового метода. Количественная оценка величины порового давления дает положительные результаты при применении методов электрометрии, рассеянного гамма-излучения, ультразвукового и нейтронного гамма- метода (НГМ).
► Определенные по геофизическим данным величины поровых давлений приводили к кровле залегания коллекторов с АВПД и сравнивали с результатами определения пластовых давлений с помощью манометра или с расчетными данными по избыточному давлению и плотности раствора, применяемого при бурении.
Уис. 1. Выделение глинистых покрышек с аномально-высоким давлением поровой жидкости по данным электрометрии и НГМ в с кв. 14 Верхне-Салымской площади.Уис. 1. Выделение глинистых покрышек с аномально-высоким давлением поровой жидкости по данным электрометрии и НГМ в с кв. 14 Верхне-Салымской площади.1 — глины; 2 — песчанистые глины; 3 — песчаники; 4 — аргиллиты; 5 — измеренное значение геофизического параметра; 6 — зона АВПД в глинах; 7 — значения АВПД, вычисленные по данным НГМ; 8 — значение АВПД, измеренное глубинным манометром; 8 — кривая нормального уплотнения глин1 — глины; 2 — песчанистые глины; 3 — песчаники; 4 — аргиллиты; 5 — измеренное значение геофизического параметра; 6 — зона АВПД в глинах; 7 — значения АВПД, вычисленные по данным НГМ; 8 — значение АВПД, измеренное глубинным манометром; 8 — кривая нормального уплотнения глин
Уис. 1. Выделение глинистых покрышек с аномально-высоким давлением поровой жидкости по данным электрометрии и НГМ в с кв. 14 Верхне-Салымской площади.
Уис. 1. Выделение глинистых покрышек с аномально-высоким давлением поровой жидкости по данным электрометрии и НГМ в с кв. 14 Верхне-Салымской площади.
1 — глины; 2 — песчанистые глины; 3 — песчаники; 4 — аргиллиты; 5 — измеренное значение геофизического параметра; 6 — зона АВПД в глинах; 7 — значения АВПД, вычисленные по данным НГМ; 8 — значение АВПД, измеренное глубинным манометром; 8 — кривая нормального уплотнения глин
1 — глины; 2 — песчанистые глины; 3 — песчаники; 4 — аргиллиты; 5 — измеренное значение геофизического параметра; 6 — зона АВПД в глинах; 7 — значения АВПД, вычисленные по данным НГМ; 8 — значение АВПД, измеренное глубинным манометром; 8 — кривая нормального уплотнения глин
Средняя относительная ошибка определений величины аномально высокого пластового давления по материалам электрометрии составляет от —7,5 до 4-4,6%, по данным гамма-гамма-метода (ГГМ) — от —4,1 до +6,6%, по измерениям ультразвукового метода ± 6,5%, а по данным НГМ от —12 до +15%. Несмотря на достаточно большую среднюю относительную ошибку определений величины АВПД, представляет интерес прогнозирование АВПД с помощью НГМ в Салымском нефтяном районе Западной Сибири.
В этом районе для прогноза зон АВПД применяли метод электрометрии и НГМ. В качестве примера рассмотрим определение АВПД в скв. 14 Верхне- Салымской площади (рис. 1). Было выяснено, что в этом районе глинистая покрышка над залежью с АВПД, несмотря" на повышенную пористость, отличается достаточно высоким удельным электричеством сопротивлением (рп). Это как бы противоречит закономерности изменения удельного сопротивления глин в зоне АВПД. В то же время по данным НГМ такой аномалии не наблюдается, происходит закономерное снижение интенсивности НГМ.
Изучение этого вопроса позволило предположить, что в интервале 2764— 2796 м с увеличением пористости глинистых пород от 10 до 16% при приближении к зоне АВПД увеличивается нефтенасыщенность породы до 45—75% . Именно повышением нефтенасыщенности и вызвано искажение удельного электрического сопротивления глинистых пород над залежью. По-видимому, пластовая нефть по трещинам проникла в глинистые породы и увеличила рп. Пласты глин, залегающие ниже продуктивной пачки, характеризуются пониженными значениями удельного сопротивления в соответствии с общей закономерностью. В описанном случае прогнозирование зон АВПД в процессе бурения с помощью только метода электрометрии является невозможным. Изучение интенсивности НГМ позволяет исключить неоднозначность и выявить зону АВПД.
Количественная оценка аномального порового давления в скв. 14 Верхне- Салымской площади, проведенная по данным НГМ, дала хорошие результаты. Относительное расхождение вычисленных и приведенных к глубине 2844 м величин давлений с данными замера манометром на этой глубине составило 4%.
Графическая методика эквивалентной' глубины для определения АВПД предложена в 1966 г. Дж. ФоСтером и X. Уолленом [5] ив последние годы получила развитие в работах Северо-Кавказского отделения Всесоюзного научно- исследовательского института промысловой геофизики [1]. В этой методике также- исходят из предположений о том, что в основном уплотнение чистых глинистых пород определяет изменение их физических свойств с глубиной. Другими словами, глины с равными (эквивалентными) значениями физических свойств находятся под воздействием одинаковых эффективных напряжений. При этом для таких физических свойств, как удельное электрическое сопротивление, электропроводность и скорость упругих волн (интервальное время), требуется перестроить интерпретационные кривые ж=/ (К) на всем интервале интерпретации с целью приведения этих кривых к постоянной температуре.
Если значение какого-либо из физических свойств глин на глубине h на кривой, исправленной за температуру, равно таковому на эквивалентной глубине Л-э, то должно существовать равенство эффективных напряжений. Отсюда выводится основное уравнение для определения АВПД по методике эквивалентной глубины:
Ра— 8 (6п. cp^h^"” 8 [(^п. ср) Лэ ($в. ср)йэ] ^э,(2)
где (6П. ср)ь (6п. ср)йэ — средневзвешенные по мощности значения плотности пород, слагающих изучаемый разрез отложений до глубины соответственно h. и Аэ; (6В. ср)/гэ “ средневзвешенное значение плотности насыщающих вод до- глубины /гэ.
Для использования уравнения (2), помимо графического определения кЭт необходимо вычислить средневзвешенные значения плотности пород 6П, ср и жидкости 6В. Ср До глубин А и йэ.
Обе рассмотренные выше методики определения АВПД основаны на использовании одного и того же свойства глинистых пород — зависимости их уплотнения от величины эффективного напряжения. Более того, в той и другой методиках используется понятие об эквивалентной глубине. Тем не менее методике- «кривых нормально уплотненных глин», для которой в настоящей работе приво- дигея обобщенное уравнение (1), следует отдать предпочтение по следующим причинам.
В расчетное уравнение (1) в методике «кривых нормально уплотненных глин» входит отношение петрофизических параметров, что значительно снижает требования к точности их определения. Структура уравнения (1) такова, что небольшие ошибки в нахождении выражений lg (®3Ai) и 1£(#н/жа), связанные с недостаточно точным проведением линии «нормально уплотненных глин»,, имеют один и тот же знак, поэтому не должны существенно сказываться на результатах.
В методике «кривых нормально уплотненных глин» влияние температуры учитывается аналитически, что исключает трудоемкую операцию по приведению кривых к постоянной температуре. Указанное обстоятельство помимо сокращения времени обработки снижает ошибки подобного приведения кривых, поскольку до сих пор не разработаны способы определения температурных поправок для глинистых пород в широком диапазоне изменения температур.
Прямолинейная статистическая зависимость 1g я = / (А) в методике «кривых нормально уплотненных глин» усредняет свойства глинистых пород, приближая их к требуемым условиям однородной глинистой толщи. Это выгодно отличает указанную методику от методики эквивалентной глубины, где интервал глубин Л—йэ достигает 1000—2000 м, и трудно ожидать, что в столь широком диапазоне глубин глины могут сохранить одинаковый минеральный состав.
Аналитический способ определения АВПД, применяемый в методике «кривых нормально уплотненных глин», можно эффективно использовать при машинной обработке геофизиче-
Рис. 2. Сопоставление значений поровых давлений РВыч, вычисленных в каждой скважине по данным электрометрии, с величинами давления Ризм в этой же скважине, полученными с помощью глубинных манометров или путем расчета по избыточному давлению и плотности промывочного раствора.Рис. 2. Сопоставление значений поровых давлений РВыч, вычисленных в каждой скважине по данным электрометрии, с величинами давления Ризм в этой же скважине, полученными с помощью глубинных манометров или путем расчета по избыточному давлению и плотности промывочного раствора.-Значения порового давления получены по мето-дике: 1 — «кривых нормально уплотненныхглин», 2 — эквивалентных глубин-Значения порового давления получены по мето-дике: 1 — «кривых нормально уплотненныхглин», 2 — эквивалентных глубинских данных.
Рис. 2. Сопоставление значений поровых давлений РВыч, вычисленных в каждой скважине по данным электрометрии, с величинами давления Ризм в этой же скважине, полученными с помощью глубинных манометров или путем расчета по избыточному давлению и плотности промывочного раствора.
Рис. 2. Сопоставление значений поровых давлений РВыч, вычисленных в каждой скважине по данным электрометрии, с величинами давления Ризм в этой же скважине, полученными с помощью глубинных манометров или путем расчета по избыточному давлению и плотности промывочного раствора.
-Значения порового давления получены по мето-дике: 1 — «кривых нормально уплотненныхглин», 2 — эквивалентных глубин
-Значения порового давления получены по мето-дике: 1 — «кривых нормально уплотненныхглин», 2 — эквивалентных глубин
С целью сравнения результатов различных методик, применяемых для прогноза АВПД, в 14 скважинах Азово-Кубанской нефтегазоносной области проведена оценка давления по методу эквивалентных глубин и методике «кривых нормально уплотненных глин». Вычисленные по геофизическим материалам данные определения порового давления по обеим методикам сопоставляла между собой и со значениями, полученными с помощью манометра, расчетами по избыточному давлению и плотностью промывочного раствора (рис. 2). Средняя относительная ошибка определения величины порового давления по этим скважинам, полученная по методике «кривых нормально уплотненных глин», составила от —5,3 до +6,2%, по методике эквивалентных глубин — от —9,3 до+18,9%,
Как видно из рис. 2, поровое
давление жидкости в покрывающих глинах, вычисленное по методу «кривых нормально уплотненных глин», в большинстве
-случаев несколько выше, чем давление в коллекторе, измеренное путем прямого определения. Это логично и объясняется тем, что поровое давление в глинах меняется со временем медленнее и оно ближе к величине начального давления. Если текущее давление, измеренное с помощью манометра, пересчитать на начальное с учетом темпов его падения, то ошибка в определении аномального .давления по формуле (1) будет еще меньше. Однако величины порового давления, определенные с помощью методики эквивалентной глубины, в 80% случаев оказались ниже значений пластового давления в коллекторах, что не имеет объяснений и, видимо, связано с недостаточной точностью определений по этой методике.
Кратко сформулируем полученные результаты.
Получено обобщенное уравнение, позволяющее использовать основные геофизические методы исследования скважин для определения аномально-высоких поровых давлений в глинистых толщах.
Выполнена проверка этого уравнения по результатам интерпретации .данных электрометрии в 65 скважинах семи нефтегазоносных областей Советского Союза; первые определения АВПД по материалам НГМ и ГГМ также дали положительные результаты.
Показаны преимущества использования для определения АВПД аналитической методики «кривых нормально уплотненных глин» перед графической методикой эквивалентной глубины.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Александров Б, Л. Определение и прогнозирование аномально-высоких пластовых давлений геофизическими методами. — Научно-технический обзор. М.,. изд. ВНИИОЭНГ, 1973. 79 с. с ил.
Аникеев К. А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. Л., «Недра», 1971. 165 с. с ил.
Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1970. 238 с. с ил.
Добрынин В. М., Л и м б'е р г е р Ю. А. Определение аномально-высоких пластовых давлений по электрометрии скважин. — Нефтяное хозяйство», 1971, № 10, с. 12— 16 с ил.
F о s t е г I. В., W h а 11 е n Н. Е. Estimation of Formation Pressure from Electrical Survey off shove Louisiana. —«J. Petrol. Technol.», 1966, vol. 18, N 2, p. 35.
УДК 552.54 (574.11)
A. H. АФРИКИH, H. И. МАРИНКИНА
ВОЗМОЖНОСТЬ ВЫДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВВ ГЛУБОКИХ СКВАЖИНАХ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
При оценке возможной продуктивности отложений, залегающих на больших глубинах, первоочередной задачей является выделение и изучение коллекторов. Согласно общей закономерности коллекторские свойства отложений с глубиной ухудшаются. В настоящей работе показано, что и на больших глубинах встречаются отложения, которые могут быть коллекторами. Объектами исследования являются скв. СГ-1 Аралсорская и СГ-2 Биикжальская.
Скв. СГ-1 вскрыла отложения пермотриаса, представленные в основном терригенными осадками. По материалам промыслово-геофизических исследований, проведенных в скважине, выделяются интервалы пород, которые являются коллекторами и представляют несомненный интерес, несмотря на значительную заглинизированность разреза в целом. К хорошим коллекторам с высокими коллекторскими свойствами относятся пласты в интервалах 6028—6040 м и 3027— 3050 м. Для первого пласта характерна трехслойная кривая бокового электрического зондирования с проникновением фильтрата промывочного раствора, понижающего удельное сопротивление пласта. Значения удельных сопротивлений,, вычисленные по каждому зонду из комплекта БЭЗ, возрастают в пределах 1,1 — 17 Ом • м по мере увеличения размера зонда, что характерно для продуктивных пластов. По диаграмме газометрии пласт отмечен повышенными газопоказаниями. Пористость его, вычисленная по параметрам зоны проникновения, составляет около 18%.
Второй пласт представлен водоносным песчаником, является коллектором порового типа. По данным интерпретации геофизических методов исследования, пористость песчаников составляет 18%, глинистость по гамма-методу — примерно 16—25%. Эти результаты подтверждаются керновыми анализами по скважинам Прикаспийской впадины. (
В скв. СГ-2 на глубинах ниже 5500 м (средний карбон) встречено большое число коллекторов. Разрез этой части представлен терригенными осадками. Песчаники залегают в интервалах 5509—5544, 5572—5599, 5617—5632, 5654— 5692, 5712—5743, 5903,9—5914, 5932,8—5943 и 5973,6—5980 м. Все пласты по материалам геофизических исследований достаточно четко выделяются на фоне вмещающих глин. Характеризуются они аномалиями Д^сп» величиной 10— 100 мВ, повышенными удельными сопротивлениями. Хорошо выделяются по диаграммам акустического метода и нейтронного гамма-метода. Но по своему строению и коллекторским свойствам они неоднородны: одни являются хорошими коллекторами, коллекторские свойства других неясны.
Наибольший интерес представляет пласт в интервале 5712—5743 м. По данным метода СП, этот интервал имеет наиболее глубокую аномалию AZ7cn, доходящую до 100 мВ. По диаграмме продолжительности проходки он отмечается наиболее низкими значениями т — около 15 мин/м. Керн, поднятый из нижней части указанного интервала, представлен мелкозернистым песчаником. Пласт неоднородный. Удельное сопротивление его по данным БЭЗ составляет от 10 до
Рис. 1, Разрез скв. СГ-1 Аралсорская в интервале 6028—6040 м.1 — песчаник; 2 — глина; з — пласт-коллектор; справа приведены кривые БЭЗ для пласта в интервале 6020—6037 м: удельное сопротивление пород рп = 10 Ом-м, удельное сопротивление зоны проникновения р3 п = 0,9 Ом-м, удельное сопротивление промывочного раствора рр = = 0,09 Ом-м, отношение диаметров зоны проникновения и скважины D/dc = 6, 4 — теоретические кривые БЭЗ, 5 — фактическая кривая БЭЗ; шифр кривых — рп/ррРис. 1, Разрез скв. СГ-1 Аралсорская в интервале 6028—6040 м.1 — песчаник; 2 — глина; з — пласт-коллектор; справа приведены кривые БЭЗ для пласта в интервале 6020—6037 м: удельное сопротивление пород рп = 10 Ом-м, удельное сопротивление зоны проникновения р3 п = 0,9 Ом-м, удельное сопротивление промывочного раствора рр = = 0,09 Ом-м, отношение диаметров зоны проникновения и скважины D/dc = 6, 4 — теоретические кривые БЭЗ, 5 — фактическая кривая БЭЗ; шифр кривых — рп/рр
Рис. 1, Разрез скв. СГ-1 Аралсорская в интервале 6028—6040 м.
1 — песчаник; 2 — глина; з — пласт-коллектор; справа приведены кривые БЭЗ для пласта в интервале 6020—6037 м: удельное сопротивление пород рп = 10 Ом-м, удельное сопротивление зоны проникновения р3 п = 0,9 Ом-м, удельное сопротивление промывочного раствора рр = = 0,09 Ом-м, отношение диаметров зоны проникновения и скважины D/dc = 6, 4 — теоретические кривые БЭЗ, 5 — фактическая кривая БЭЗ; шифр кривых — рп/рр
Рис. 1, Разрез скв. СГ-1 Аралсорская в интервале 6028—6040 м.
1 — песчаник; 2 — глина; з — пласт-коллектор; справа приведены кривые БЭЗ для пласта в интервале 6020—6037 м: удельное сопротивление пород рп = 10 Ом-м, удельное сопротивление зоны проникновения р3 п = 0,9 Ом-м, удельное сопротивление промывочного раствора рр = = 0,09 Ом-м, отношение диаметров зоны проникновения и скважины D/dc = 6, 4 — теоретические кривые БЭЗ, 5 — фактическая кривая БЭЗ; шифр кривых — рп/рр
Рис. 2. Скв. СГ-2 Биикясальская в интервале5712—5743 м.
1 — песчаник; 2 — глина; з — пласт-коллектор
16 Ом-мв нижней части. Пористость проницаемых интервалов равна 14—18%. Геофизическая характеристика пластов в скв. СГ-1 и СГ-2 приведена на рис. 1 и 2.
"Рядом исследователей установлена закономерность изменения коллекторских свойств пород с глубиной. Характер закономерности подтверждается результатами бурения глубоких скважин Прикаспийской впадины. В то же время характер уплотнения отложений в скв. СГ-2 на глубинах ниже 5500 м не совпадает с общей закономерностью. Это же относится и к пласту в интервале 6028— 6040 м в скв. СГ-1. По материалам промыслово-геофизических исследований коллекторы на больших глубинах выделяются стандартными методами.
Таким образом, в районе Прикаспийской впадины в терригенных отложениях на глубинах ниже 5000 м выделяются пласты с хорошими коллекторскими свойствами, представляющие несомненный интерес с точки зрения их возможной продуктивности.
УДК 552.54 : 551.762.3
Р. И. БЫКОВ, 3. С. ГОРДОН, Т. И. ШИЛОВСКАЯ, В. Л. ШУСТЕР
РЕЗУЛЬТАТЫ КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯКАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗАНА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ (НА ПРИМЕРЕ ВЕРХНЕЮРСКИХОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ ТУРКМЕНИИ)
Подсолевые карбонатные отложения верхней юры широко распространены на юго-востоке Туранской плиты и являются одним из главных объектов поисков и разведки промышленных скоплений нефти и газа. Нами исследована часть этой территории, ограниченная на западе Каракумским сводом, а на востоке Амударьинской зоной поднятий. По возрасту продуктивная толща относится к верхней части келловейского и оксфордскому ярусам. Мощность ее изменяется в пределах 330—400 м, а глубина залегания — 2500—3500 м.
На кафедре геологии Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина верхнеюрские карбонатные отложения изучаются комплексно, т. е. путем рационального сочетания общегеолопщеских, литологических и промыслово-геофизических методов. Основная задача исследований — выделение, количественная оценка и выяснение механизма образования карбонатного коллектора на разных гипсометрических уровнях и в различных тектонических условиях. С этой целью были проведены детальные исследования на месторождениях Беурдешик и Багаджа. Первое расположено на склоне Каракумского свода в относительно спокойных тектонических условиях: глубины залегания карбонатной толщи в пределах месторождения составляют 2400— 2700 м. Второе размещено в зоне Багаджинского разлома. Глубины залегания здесь достигают 3500 м. Кроме того, для сравнения были использованы материалы по отдельным скважинам площадей Хазарли, Кирпичли, Аккум и Кандым.
Фактическим материалом являлся керн. Было описано более 400 шлифов, выполнено 350 химических, 100 радиохимических анализов, определены пористость и проницаемость (выполнено в лаборатории физики пласта Среднеазиатского научно-исследовательского института газа). Удалось подобрать такой комплекс промыслово-геофизических данных, в который вошли методы, применяющиеся повсеместно на территории исследования и позволяющие определить основные параметры коллектора — структуру емкостного пространства (тип коллектора) и коэффициент общей пористости. Коэффициент общей пористости находили по диаграммам нейтронного гамма-метода способом одного опорного пласта по перестроенным палеткам ВНИИЯГа (Всесоюзный научно-исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии) для двух опорных пластов. Это было вызвано отсутствием второго опорного пласта чистых глин на части территории. Тип коллектора определяли по кривым сопротивления экранированного заземления и нейтронного гамма-метода способом их «нормализации» с учетом коэффициентов общей пористости.
Главной особенностью проводимых исследований явилось сочетание всестороннего изучения керна с полным комплексом промыслово-геофизических методов.
Корреляция, производимая по результатам петрографических исследований с помощью промыслово-геофизических кривых, позволила определить основные черты строения разреза. Было установлено, что разрез верхнеюрской карбонатной толщи в пределах Восточной Туркмении представлен чередованием пластов, сложенных карбонатными породами, накопление которых происходило в различных фациальных условиях. Наблюдается ритмичное, характерное для зоны ■открытого шельфа переслаивание известняков пелитоморфных с содержанием глинистых примесей 5—30%, отражающих относительно глубоководную обстановку седиментации, с известняками чистыми, лишенными глинистых примесей, органогенно-обломочными, оолитовыми, сгустково-комковатыми, накопление которых происходило в условиях мелководья. С помощью промыслово-геофизических кривых было выделено восемь одинаково построенных пачек. Нижняя часть каждой пачки сложена преимущественно глинистыми известняками практически непористыми и непроницаемыми. Верхняя — известняками органогеннообломочными, оолитовыми, переотложенными, сгустково-комковатыми, пористыми, лишенными глинистых примесей. Мощность каждой пачки составляет в среднем около 50 м, причем верхняя пористая ее часть часто не превышает 10— 15 м, иногда составляя 3—5 м. Основными коллекторами на территории исследования являются пять высокопористых пластов, сложенных преимущественно известняками сгустково-комковатыми, оолитовыми и переотложенными. Три наиболее мощных пласта (до 27 м) приурочены к верхней половине толщи, два мощностью 5—7 м — к нижней. Хорошие коллекторские свойства этих пластов предопределены фациальной обстановкой. Накопление пород, слагающих пласты- коллекторы, происходило в мелководных условиях с активным гидродинамическим режимом. Структура порового пространства этих разностей пород наиболее простая: поры приурочены к промежуткам между сгустками, комочками и оолитами. Пелитоморфный кальцит в цементе, как правило, ■отсутствует.
Различные изменения первичной структуры происходили на стадиях диагенеза и катагенеза. Эти процессы по-разному влияли на коллекторские свойства изучаемых пород. Особенно сильно изменили первичную структуру пород процессы вторичной доломитизации, кальцитизации и сульфатизации, а также механическое воздействие на породы: развальцевание, сопровождаемое обрушением стенок скважин, брекчированность, сравнительно широкие вертикальные трещины, плоскости кливажа, зеркала скольжения и т. п.
По условиям образования, структуре емкостного пространства и величине пористости выделенные в разрезе карбонатные коллекторы разделяются на первичные и вторичные. Первичные, преимущественно поровые коллекторы характеризуются наиболее простой структурой емкостного пространства, незначительными изменениями коэффициента пористости (20—24%). Проницаемость этих коллекторов, как правило, невысокая (до 10 мД). Вторичные карбонатные коллекторы, в образовании которых наиболее существенную роль играли процессы доломитизации, подразделяются нами на преимущественно трещинные, трещинно-каверновые и трещинно-каверново-поровые. Им присущи широкий диапазон изменения коэффициента пористости (6—16%) и более высокая, чем в поровых коллекторах, проницаемость, достигающая 100 мД. /
Сравнительный анализ продуктивных горизонтов месторождений Беурдешик и Багаджа показал, что при сходстве первичного литологического состава и выдержанности мощности наблюдаются значительные изменения пористости и структуры порового пространства. На БеурдешикскоМ месторождении значительное уменьшение коэффициента пористости (до 10%) в пласте-коллекторе происходит на газоводяном контакте (ГВК). При этом поровый тип коллектора, развитый в газонасыщенной части, постепенно замещается трещинно-поровым и трещинным вблизи ГВК. Для Багаджинского месторождения характерна мозаичная картина распределения как различных типов коллекторов, так и значений коэффициента пористости. Объяснить это можно более сложным строением Багаджинской складки — наличием разрывных нарушений, которые расчленяют ее на отдельные блоки. Действительно, детальная корреляция, выявившая удвое-
ний разреза типа надвига, дает основание говорить о наличии таких разрывных нарушений, рассекающих карбонатную толщу и нижележащие слои.
Повышенную трещиноватость и катагенетическую доломитизацию пород удалось обнаружить также на месторождении Кирпичли. Эта складка, как и Багаджинская, находится в зоне глубинного разлома. Известно, что такие разломы на Туранской плите активно проявляли себя в конце верхнеюрской эпохи. 4
Проведенная впервые для Восточной Туркмении корреляция верхнеюрских отложений и количественная оценка выделенных в разрезе коллекторов позволила более определенно ответить на некоторые вопросы, касающиеся механизма образования карбонатных коллекторов. Выводы сводятся к следующему.
В исследуемой толще развиты как первичные, так и вторичные коллекторы. Мощность их составляет 30—45%, достигая иногда 60% толщи.
Первичные коллекторы сложены известняками оолитовыми, переотложенными и сгустково-комковатыми. Коллекторские свойства этих пород предопределены обстановкой седиментации. В разрезе они образуют пласты выдержанной мощности. Преобладающим типом коллектора является поровый с коэффициентом пористости 20—24%. Проницаемость часто не превышает 10 мД. Дебит газа из этих коллекторов составляет до 400 000 м3/сут. Поровый тип коллектора преобладает на Беурдешикском месторождении. Изменения в структуре порового пространства первичнопористых коллекторов на этом месторождении, приводящие к ухудшению коллекторских свойств, происходят главным образом в зависимости-от характера насыщения коллектора. Газонасыщенный коллектор характеризуется максимально высокой пористостью, а вблизи ГВ К пористость снижается до минимальной. В водонасыщенной части пористость несколько ниже, чем в газонасыщенной. Уменьшение пористости вызвано вторичной кальцитиза- цией и сульфатизацией, особенно интенсивно проявляющейся вблизи ГВК.
Вторичные коллекторы трещинно-кавернового типа наряду с поровыми развиты преимущественно на месторождениях Багаджа и Кирпичли. Образование их происходило в результате диагенетических и катагенетических преобразований. Емкость этих коллекторов определяется кавернами, а проницаемость — системой трещин, соединяющих каверны. Последние характеризуются различными размерами и распределяются в породе неравномерно. Этим в основном объясняются значительные колебания коэффициента пористости (6—16%). Трещиноватость обусловила сравнительно высокую (до 100 мД) проницаемость.
Трещинно-каверновые коллекторы образуются главным образом в результате вторичной доломитизации преимущественно чистых разностей карбонатных пород. Этот процесс более интенсивно протекает на фоне тектонической трещиноватости, сопровождаясь перекристаллизацией и образованием каверн. В освою очередь вторичная доломитизация способствует появлению новых трещин нетектонического происхождения. Таким образом, тектоническая трещиноватость содействует развитию вторичной доломитизации, которая приводит к улучшению коллекторских свойств, особенно проницаемости.
Вторичная доломитизация пород в нижней половине разреза развивается неравномерно. Более интенсивно она проявлена на Багаджинском, а особенно на Кнрпичлинском поднятиях. Поскольку в нижней части разреза не встречены высокомагнезиальные разности известняков, процессы вторичной доломитизации происходят, по-видимому, за счет магния, принесенного по тектоническим трещинам подземными водами. О глубинном происхождении подземных вод могут свидетельствовать повышенные значения естественной гамма-активности в доло- митизированных известняках из этой части разреза.
Тектоническая трещиноватость способствует доломитизации, которая, в свою очередь, способствует улучшению трещинной проводимости пород. Причем вторичная доломитизация, кроме перекристаллизации первичнопористых разностей, захватывает также и прослои плотных пород, превращая их в коллекторы трещинно-кавернового типа. Подобное явление наблюдается на площади Кирпичли, где единая 65-м зона коллекторов образует так называемый кирпич- линский горизонт, давший приток газа. На Багаджинском поднятии вторичная доломитизация в нижней части разреза, несмотря на интенсивную тектоническую трещиноватость, не привела к образованию такой же мощной зоны развития трещинно-каверновых коллекторов, как на месторождении Кирпичли, хотя доля
трещинно-кавернового коллектора на Багаджинском месторождении достаточно велика и оказывается значительно выше, чем на Беурдешикском поднятии.
Сравнительное изучение различных типов карбонатных коллекторов в отложениях верхней юры Восточной Туркмении, залегающих на разных гипсометрических уровнях и в различных тектонических условиях, показало, что увеличение глубины залегания с 2500 до 3500 м не оказало существенного влияния на изменение коллекторских свойств первичнопористых пород. В то же время определяющую роль в улучшении проницаемости первичнопористых пород и в образовании мощных зон развития вторичных коллекторов сыграли разрывные тектонические нарушения.
УДК 552.5 (477.6)
И. А. МУХАРИНСКАЯ, С. М. ВИТК АЛОВ,
А. А. ЛАГУТИН
ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВВОСТОЧНОЙ УКРАИНЫ
В настоящее время проблема прогнозирования глубокозалегающих пород- коллекторов для Восточно-Украинской нефтегазоносной провинции является особенно актуальной. Здесь с глубинами 3500—5000 м связано большинство открытых и введенных в разработку за период 1970—1974 гг. газовых'и газонефтяных месторождений. На эти глубины ведется в Днепровско-Донецкой впадине поисковоразведочное бурение, а отдельные скважины бурят на глубины 5000— 7000 м. Газоносные горизонты представлены песчаниками, алевролитами порового и трещинно-порового типов. Стратиграфически они относятся к нижнекаменноугольному и нижнепермско — верхнекаменноугольному продуктивным комплексам (см. таблицу).
Данные о продуктивных горизонтах Днепровско-Донецкой впадины, залегающих на глубинах 3500—5000 м
Месторождение
1 £0 О PQ
Глубины залегания - продуктивной части разреза, м
у у д Г к ■
&
® Я к , я А &S
и Я
Преобладающие значения коллекторских свойств пород
Я ■
f
св
<0
о S & о.
В
№
з л-
Og
В
Я
S Я Я
Rs ■
g
2
2 о
II
Кв
i О к о i к
Распашновское
4040—4300
71
12—14
0,5—1
0,74
V-VI
8,2
Медведовское
Р1-С3
3500—4380
30
9—12
0,5—5
0,70
VI
5,2
Сосновское
3600—3900
29
10—12
- 1-10
•0,60
V—VI
5,0
Опошнянскоё
3790—4240
42
7—9
0,5-5
0,80
V
7,2
Вельское
4140—4300
30
11—13
1—10
0,70
V—VI
1,9
Солоховское
3510—3680
32
8—11
0,5—5
0,78
V—VI
4,1
Гадячское
Civ
4600—4830
58
11—14
20—50
0,80
IV-V
9,0
Тимофеевское
3830-4140
55
12—16
50—200
0,84
III—V
10,9
Талалаевское
3480—3760
51
17—19
50—200
0,87
III-IV
10,5
В качестве метода исследований принят геолого-статистический анализ, позволяющий рассматривать закономерности изменения коллекторских свойств пород по тектоническим зонам Днепровско-Донецкой впадины в связи с возрас- стом, глубиной залегания продуктивных горизонтов и приростом начальных запасов газа во времени. Это дает возможность прогнозировать литолого-физическую характеристику и коллекторские свойства пород новых газовых залежей при выборе направлений поисковых работ. За период 1971—1974 гг. наибольший прирост начальных з°пасов газа (около 70%) получен из нижнекаменноугольных отложений северо-западной и приосевой зон центральной части Днепровско-Донецкой впадины (см. рисунок). Залежи газа — пластовые, сводовые с запасами 0,2—5 млрд, м3, а в целом по месторождениям не j евышают 8— 10 млрд. м3.
В северо-западной зоне (Талалаевское, Тимофеевское и Гадячское месторо- . . ждения) коллекторами газа являются кварцевые песчаники с преимущественно глинистым цементом, реже карбонатным и регенерационно-кварцевым, порового и контактово-порового типов. П роды-коллекторы — III—IV классов, реже V с преобладающими значениями открытой пористости, равными 14—19%, и проницаемости, составляющими 50—200 мД. Залегают они на глубинах 3700—4800 м в виде пластов и пачек мощностью (2—3)—(20—40) м. Песчаники выдержаны по площади, мощности и литолого-физической характеристике.
В приосевой зоне центральной части впадины (Опопшянское, Солоховское и Вельское месторождения) газ получен из олигомиктовых и полимиктовых мелко- и среднезернистых песчаников с карбонатно-глинистым и глинистым цементом. В отличие от одновозрастных песчаников северотзападной зоны они плохо выдержаны по площади и разрезу, местами замещаются плотными разностями. Обе рассмотренные зоны различаются по условиям залегания и характеру структур. В северо-западной эоне структуры спокойные, ненарушенные в отличие от центральной, где они перебиты тектоническими нарушениями на ряд блоков, вследствие чего породы изменены катагенетическими преобразованиями. Здесь резко возрастает роль трещиноватости, которая обусловила развитие трещинно-порового типа пород-коллекторов. При меньших глубинах залегания (3500—4200 м) коллекторские свойства пород по сравнению с северо-западной зоной ниже — открытая пористость составляет 9—13%, проницаемость — 0,5— 10 мД (V—VI классы).
Газонасыщенные породы нижнепермско-верхнекаменноугольного комплекса, распространенные в юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины (Рас- пашновское, Медведовское и Сосновское месторождения, см. рисунок), залегают на глубинах 3600—4300 м и характеризуются преобладающими значениями открытой пористости (10—13%) и проницаемости (0,2—10 мД; в основном VI реже V imacc коллектора). Коллекторы газа — мелкозернистые песчаники и алевролиты; тип залежей — массивный и массивно-пластовый, что связано в первую очередь с фациальными условиями осадконакопления. Указанные отложения представляют собой единую песчано-алеврито-глинистую толщу, где главную роль играет не коллектор, а региональная (чаще всего солевая) покрышка, под которой песчано-алевритовые пласты взаимосвязаны различными литологическими «окнами», макро- и микротрещинами. Это пример сочетания низких коллекторских свойств пород с развитой трещиноватостью и хорошей покрышкой, что обеспечивает наличие месторождений со значительными запасами газа. Однако территориальная ограниченность "развития этого стратиграфического комплекса, а также истощение фонда структур не позволяет связывать с ним большие перспективы.
Проведенный для Днепровско-Донецкой впадины геолого-статистический анализ позволил установить следующие закономерности в распространении пород-коллекторов и изменении коллекторских свойств на больших глубинах*
Современные глубины залегания не являются определяющим фактором при оценке коллекторских свойств пород. Необходим анализ палеоглубин и связанных с ними катагенетических преобразований пород. Так, в приосевой зоне центральной части Днепровско-Донецкой впадины визейские отложения залегали на глубинах порядка 6000—7000 м, о чем свидетельствуют значительный размыв нижнепермских пород, сильная степень измененности коллекторов (сливной характер песчаников и наличие в них сутуро-стилолитовых швов)
и покрышек (преобразование монтмориллонитово - гидрослю- дистых глин в гидрослюдисто- каолинитовые).
Существенное влияние на коллекторские свойства пород оказывает литологический состав. В кварцевых ви- зейских песчаниках северо-западной зоны на больших глубинах сохраняется относительно высокая пористость по сравнению с одновозрастными полимиктовыми и олигомиктовыми песчаниками приосевой зоны.
Развитие трещиноватости в уплотненных породах положительно,влияет на проницаемость ‘ коллекторских толщ, создает условия для формирования залежей газа в коллекторах трещинно-порового типа. Одновременно трещиноватость приводит к потере флюидоупорных свойств глинистыми покрышками. Этим, по-види- мому, объясняется наличие небольших по запасам залежей газа в глубоких горизонтах приосевой зоны центральной части впадины.
Важную роль при формировании емкостно-фильтрационных свойств коллекторов играет фациальная обстановка. Лучшими коллекторскими свойствами обладают крупнозернистые песчаники месторождений прибортовой части Днепровско-Донецкой впадины и локальных приподнятых блоков, что связано с близостью к источникам сноса обломочного материала.
Сохранению емкости и проницаемости пород на больших глубинах способствует интенсивное выветривание в зоне гипергенеза. Это отно- , сится не только к терриген- —1 ным, но и к карбонатным кол- < лекторам визейских и турней- ) ских отложений Днепровско- ' ' Донецкой впадины в связи с их возможным гипергенезом в преднамюрское время.
Положительное влия- о ние на сохранение . емкости коллекторов оказывают углеводороды при условии раннего 128
б
б
1200
^ Заказ 1488
Р.
Ша
1(2) Iff
1500
Б
г\гг
"зьз
С2т
с2ь
Ша
"HR В
1800
2100
1б1т\ш
На К4Г| У
Шб - кп\ш
2400
15
ИГЛн
(^П
С^
ZD^
Ша "
1(7) \П
В К0\Ш ,
Шб 2(4)\1
Ша
1(9) |
В
2(5) Щ
Шб
2(11)
Шб Ша
У
0,51
Запасы, млрд: и3
К1)-—-1ЫВВ)
(1)-16(7)
4(5)
>^^
—— 1&(В-7)Лб(Ш); 8(H)
—06(0-0)
— 1б(7);8(П);Ш5(7)
. 1(1)
4(5)
3(5)
■К2)
2(4)
е тюо | 3000 «5 3300
~4(ЙПШ
51020 3040
8(0)
-06(7)Ш6(В-У)
1&(7);Шб(Е;В; 0), 8(B) 16(7),Ш6(В,Ш)
М)Л6(Ш-¥Х
06(B),
3600
3900
4200
4500
4800
К!) __Ца(0>
■>=
—Иа(7кШа(В-Ш) 1а(1-0);0а(ВВ) —Ша (0-0)
1(2). 2(8)
2(2). ■ 1(1) 3(3^ ■ 3(5)
52)
Ша(В-2)
Ва(0-7)
■Ша(Ш);Ва(7)
—Ша(Ш).Па(П)
ШаЦ-УН), Ва(В-7)
0а(И1, Ва(Е-В),
0a(7-W, 8(2-0)
В(2-0);Ва(В)
1(2)
10)
0.1
Ва(В-7)
Ва(В-У)
"0515 К? 20^40
Запасы, млрд, м^
Схема размещения газовых месторождений Днепровско-Донецкой впадины, введенных в разработку в 1971—1974 гг. (а) и распределение запасовгаза по стратиграфическим комплексам (б) и глубинам (в).
1 — краевые нарушения Днепровско-Донецкого грабена; 2 — зоны глубинных разрывных дислокаций; з — прочие разрывные нарушения; 4 — газовые и газонефтяные месторождения, введенные в разработку в 1968—1970 гг.; 5 — газовые if газонефтяные месторождения, введенные в разработку в 1971—1974 гг.; зоны и подзоны: I — зона Донецкого складчатого сооружения, 1а — подзона открытого Донбасса, 16 — северная краевая подзона, II — зона северо-западного погружения Донецкого складчатого сооружения, На — северная подзона, 115 — центральная подзона, Не — южная подзона, III — юго-восточная зона Днепровско-Донецкого грабена, II 1а — северная подзона, II16 — южная краевая подзона, IV —северо-западная зона Днепровско-Донецкого грабена. Via — северная подзона, IV6 — центральная подзона, IVe — южная подзона, V — Черниговско-Брагинская зона Днепровско-Донецкого грабена, VI — зона южного борта Днепровско-Донецкой впадины (моноклинальный склон Украинского кристаллического массива), VII — зона северного борта Днепровско-Донецкой впадины (моноклинальный склон Воронежской антеклизы); зоны поперечных глубинных разрывных дислокаций: А — Кадиевско-Горловская, Б — Харьковско-Павлоградская, В — Качановская, Г — Ичнянско-Нежинская; на позициях б, в арабскими цифрами указано число месторождений (залежей), на в — римскими цифрами в скобках дан класс коллектора
формирования залежей (на примере Гадячского и Тимофеевского месторождений).
Высокие коллекторские свойства пород приурочены к участкам вблизи солевых штоков (Солоховское, Опошнянское месторождения), что связано с активной деятельностью вод, выщелачиванием и образованием вторичных пор и каверн.
В свете отмеченных выводов и закономерностей дальнейшие перспективы поисков новых газовых залежей в Днепровско-Донецкой впадине связываются с визейскими и турнейскими отложениями на глубинах 5000—7000 м, а также со среднекаменноугольными отложениями в юго-восточной части впадины на сквозных структурах под нижнепёрмско-верхнекаменноугольными продуктивными отложениями.
УДК 551.76.022.4 : 553.981
К. И. СМОЛЬЯНИНОВА
КОЛЛЕКТОРСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПОРОД НИЖНЕГО МЕЛАТЕРСКО-СУНЖЕНСКОГО НЕФТЕНОСНОГО РАЙОНА
НА ГЛУБИНАХ СВЫШЕ 3000 м
Коллекторы нижнего мела Терско-Сунженского нефтеносного района относятся к типу сложных трещинно-поровых коллекторов и представлены карбонатными и терригенными породами. Промышленные притоки нефти на отдельных площадях получены из валанжинских и готерив-барремских карбонатнотерригенных отложений, а на большинстве площадей — из аптских терригенных отложений. Последние для всех интенсивно дислоцированных структур являются регионально нефтеносными. Нефтяные залежи выявлены на глубинах 2,6—4 км и приурочены ко II и IV продуктивным пластам. Дебиты скважин составляют 30—200 т/сут. Нефть высокого качества и содержит до 10% парафина.
Породы-коллекторы, обладающие преимущественно пониженными и низкими емкостными и фильтрационными свойствами, представлены песчаниками и алевролитами с глинистым цементом, пористость которых изменяется в пределах 10—25%. Межзерновая пористость по керну колеблется в диапазоне 5,6— 13,5%, межзерновая проницаемость — меньше 0,01 мД. Породы трещиноваты. Средняя раскрытость микротрещин составляет 10 мкм, средняя плотность микротрещин 13—38 1/м. Трещинная проницаемость по шлифам колеблется в пределах 2,6—16,1 мД. Среднее значение проницаемости, определенной по результатам исследования скважин, составляет 21,8 мД.
На формирование коллекторов в отложениях нижнего мела оказывали влияние следующие основные факторы: 1) условия осадкообразования, определяющие формирование первичной пористости пород; 2) вторичные постседиментационные преобразования пород в стадии диагенеза и катагенеза; 3) тектонические процессы, способствующие образованию в породах трещин.
На глубинах 2000—4000 м породы подвергаются сильному воздействию высоких давлений и характеризуются большими плотностями — 2,2—2,5 г/см?. Ярко проявляются процессы глубинного катагенеза, протекающие при температуре 60—100° С, давлении 300—500 кгс/сма и более на глубинах свыше 2500 м. Пористость при этом снижается до 3—4%, усиливается уплотнение, которое сказывается на уменьшении объема пор. Начинают развиваться процессы регенерации и растворения. Кварцевые зерна под действием давления и температуры видоизменяются, приобретают, пластичность, в результате чего на отдельных участках образуются монолитные кварцевые породы. Повышенная плотность пород способствует развитию в них трещиноватости. Установлено, что структуры регенерации образуются на более ранних этапах, чем структуры растворения, формирующиеся уже в сильноуплотненных породах с минимальным объемом пор. Степень уплотнения возрастает по мере уменьшения среднего диаметра зерен, слагающих породу. Однако отмечено, что хорошо отсортированные песчаники обладают наиболее высокими значениями пористости на всех глубинах по сравне-
нию с другими породами. Примером может служить песчаник, изученный в скв. 870.месторождения Малгобек-Вознесенка (глубина 3255—3257 м), имеющий коэффициент отсортированности 50 = 1,8 и сохранивший удовлетворительные коллекторские свойства (Ап = 8,5%, йпр = 1,15 мД).
Нами изучались зависимости между плотностью и пористостью пород с использованием методов математической статистики. Вычислены коэффициенты корреляции и построены по точкам линии регрессии, позволяющие количественно оценить связь между величинами плотности и эффективной пористости. Выяснено наличие корреляционной связи этих величин и тенденция к уменьшению пористости при увеличении плотности пород, что в свою очередь связывается с типами пород и соотношением в них песчаного и глинистого материала. Установлено, что песчаные мелкозернистые породы подвергаются уплотнению в меньшей степени и по сравнению с другими отложениями обладают более высокими емкостными свойствами.
Средняя глубина залегания аптских отложений на месторождениях Карабулак составляет 2350—2500 м, Малгобек — 3200—3500 м, Хаян-Корт — 3900— 4300 м. Вторичные постседиментационные процессы, такие как кальцитизация и силикатизация, начинают резко проявляться на месторождениях Малгобек и Хаян-Корт примерно с глубины 3000 м. Под влиянием этих процессов происходило запечатывание первичных седиментационных пор вторичным кальцитом и кварцем.
При анализе зависимости плотности пород с глубиной отмечается, что, начиная с глубины 3000 м, уплотнение пород изменяется несущественно и их плотность остается близкой к 2,6 г/см3. Это обстоятельство может быть объяснено тем, что формирование коллекторов аптского яруса происходило в период седи- ментогенеза и последующего диагенеза. Первичная седиментационная емкость была заполнена глинистым материалом, который мог уплотняться лишь до определенного предела.
Большое влияние на изменение скелета породы на больших глубинах имеют вторичные постсециментационные процессы (регенерация и кальцитизация). На месторождении Хаян-Корт при глубине залегания аптских отложений свыше 3000 м особенно рельефно проявилась регенерация кварцевых зерен.
Окварцевание пород происходит в период глубинного катагенеза тогда, когда в самих коллекторах подвижность кремнекислоты возрастает. В это время проявляется регенерация кварцевых зерен — растворение кремнекислоты в наиболее напряженных гранях зерен и отложение ее на свободных. Отложение кремнекислоты наблюдается также и в трещинах, секущих породы на большой глубине. Новообразования кварца обычно изменяют обломочные зерна, заполняя свободные промежутки между ними, и обусловливают кварцитоподобную структуру. Интенсивность этих явлений изменяется уже не в зависимости от фациальной обстановки осадконакопления, а возрастает по мере погружения осадков и усиления тектонической напряженности.
Аптские отложения Терско-Сунженской антиклинальной зоны испытали несколько фаз тектогенеза, которые привели к возникновению тектонической трещиноватости пород. Впервые. активные восходящие блоковые движения, вызвавшие региональное выпадение нижнеальбских отложений, структуры этой зоны испытали на рубеже апт — альба. В центральных и восточных районах передовых хребтов активные восходящие блоковые движения происходили в эо- , ценовое время палеогена. Они отражены в сокращении мощностей и отсутствии отдельных частей этого комплекса отложений. Наиболее активные складчатоблоковые движения структуры испытали в антропогене, о чем свидетельствует, в частности, близость углов наклона крыльев антиклинальных структур по слоям мела и плиоцена. Указанный тектогенез сыграл особенно важную роль в формировании мезозойских структур и возникновении тектонической трещиноватости. В аптских отложениях, как и в верхнемеловых, выделяется несколько разновозрастных генераций тектонических микротрещин, из которых наиболее важное практическое значение имеют трещины поздних генераций, служащих путями миграции нефти и газа.
Трещиноватость в аптских породах наблюдается как в кернах, так и в шлифах пород. Раскрытость микротрещин в среднем составляет 10 мкм. Расстояние между трещинами равно 2—7 см. Трещины — вертикальные, наклонные и гори-
зонтальные, последние часто с зеркалами скольжения. По протяжению микротрещин отмечаются поры выщелачивания различной конфигурации. Трещиноватость чаще всего развивается й подошве пластов.
Основной емкостью продуктивных пластов аптских отложений на глубинах свыше 3000 м можно считать первичную межзерновую пористость в сочетании со вторичной пористостью выщелачивания и пористостью, связанной с системой микротрещин, которые могут отдавать нефть. В описанных выше коллекторах из плохо проницаемой и малопористой матрицы нефть может извлекаться только в результате капиллярных процессов. Значение такой матрицы в отдаче нефти невелико вследствие того, что поры запечатаны глиной и регенерированным кварцем, а капиллярные процессы из-за этого затруднены. В связи с тем, что проницаемость матрицы ничтожно мала, путями фильтрации углеводородов служат микротрещины.
Исходя из оценки емкостных и фильтрационных свойств аптских пород и принимая во внимание, что трещинная проницаемость &np. т в ™x больше Апр. г (межзерновой газопроницаемости), можно сделать вывод о принадлежности аптских продуктивных пластов к трещинно-поровому типу по принятой классификации Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ).
Таким образом, на территории Терско-Сунженского нефтеносного района в глубокозалегающих и интенсивно дислоцированных структурах возможно обнаружить трещинно-поровые коллекторы, которые независимо от глубины залегания могут быть продуктивными. В качестве региональной покрышки для коллекторов апта можно рассматривать глинистую толщу среднего — верхнего апта, повсеместно перекрывающую аптские отложения и имеющую мощность около 100 м. •
УДК 552.52 : 550.361
Д. Д. КОТЕЛЬНИКОВ, В. Г. ВИНОГРАДОВ,
А. Д. ДЗЮБЛО
О РАЗЛИЧНОЙ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ДИ-И ТРИОКТАЭДРИЧЕСКИХ СМЕШАНОСЛОЙНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
ПРИ ПОГРУЖЕНИИ ПОРОД НА БОЛЬШИЕ ГЛУБИНЫ
На относительно ранних стадиях изменения осадочных образований (диагенез, ранний эпигенез, или ранний катагенез) снижение пористости и проницаемости песчано-алевритовых пород-коллекторов по мере увеличения глубины их залегания, как известно [6], происходит за счет более плотной укладки обломочных минералов как псаммитовой, так и пелитовой размерности под действием геостатической нагрузки. В дальнейшем (поздний эпигенез или поздний катагенез) уменьшение объема пор и сечения соединяющих их каналов частично связано с регенерацией или растворением кварца под давлением, сопровождаемое соответственно заполнением вторичным кварцем свободного порового пространства или образованием конформных структур. Кроме того, изменение емкостных и фильтрационных свойств песчано-алевритовых пород в определенных условиях обусловливается пелитизацией полевых шпатов, стадийными преобразованиями аллотигенных минералов и возникновением аутигенных глинистых минералов, что, как правило, увеличивает содержание в указанных породах глинистого цемента.
Особый интерес в этом отношении представляет относительная скорость изменения ди- и триоктаэдрических разбухающих минералов при погружении пород на большие глубины. Разбухающие минералы диоктаэдрического типа в слабоизмененных осадочных породах (зона диагенеза) присутствуют в виде двух различных генетических разновидностей [4]. К первой (рис. 1, обр. /) относятся минералы группы монтмориллонита, характеризующиеся наиболее низким межслоевым зарядом (% = 0,25). Ко второй (см. рис. 1, обр. 11^ принадлежат деградированные в различной степени гидрослюды, представляющие в основном
15,115,1IIN(X«25)N(X«25)ООдьг>40%(%«л)дьг>40%(%«л)МОЗ 12,5«К ЦМОЗ 12,5«К Ц17,8I 1117,8I 11^'(иногда aV+) АлЛАЛЛЛЛЛЛЛЛЛ^'(иногда aV+) АлЛАЛЛЛЛЛЛЛЛЛМа+*Нг0(12,ЧА),Саг^1Нг0(15ЛА)Ма+*Нг0(12,ЧА),Саг^1Нг0(15ЛА)WAAAA/WA/WШWAAAA/WA/WШм-rм-rр,Х,Г(>105Ч) .— г <40%-*р,Х,Г(>105Ч) .— г <40%-*З^ЧчмтичноАХ3*) 1лммммь1\ K<Nat+H20,Ca2++2Hz0VA/WWWWWЗ^ЧчмтичноАХ3*) 1лммммь1\ K<Nat+H20,Ca2++2Hz0VA/WWWWWк-Зен то нитSl^l^AX3*) — г<207а-* ХЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛK4>Na4+H20,CaZ4+2H20WAAAWAAA77к-Зен то нитSl^l^AX3*) — г<207а-* ХЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛK4>Na4+H20,CaZ4+2H20WAAAWAAA77Si*+(f/v Al34) АлалллллллллSi*+(f/v Al34) Алаллллллллл3,333,333,343,34К4WWAAAAAAAAA/VК4WWAAAAAAAAA/Vд2д27,257,253,303,305.5.ИИS?4l/4A\3')ХлАЛААЛЛАЛЛАД 556K<Na++H20,Ca24+2H2O wwvAaa/wWS?4l/4A\3')ХлАЛААЛЛАЛЛАД 556K<Na++H20,Ca24+2H2O wwvAaa/wW3,343,343343343,533,53,0Д5,0Д5559,36\-ш9,36\-шSi44 (#/4 Al34) ХЛЛЛМЛЛЛЛАДД 2Hzo+CaZ4Hzo+Na4<K VWWVWVAA7VSi44 (#/4 Al34) ХЛЛЛМЛЛЛЛАДД 2Hzo+CaZ4Hzo+Na4<K VWWVWVAA7Vз^Ч'Ьах1*) Хллллаллллллл 2Hz04aztH20+№a+«KfWAAAAAMWVз^Ч'Ьах1*) Хллллаллллллл 2Hz04aztH20+№a+«KfWAAAAAMWVEliEliaa10,010,0
15,1
15,1
I
I
N(X«25)
N(X«25)
О
О
дьг>40%(%«л)
дьг>40%(%«л)
МОЗ 12,5«К Ц
МОЗ 12,5«К Ц
17,8
I 11
17,8
I 11
^'(иногда aV+) АлЛАЛЛЛЛЛЛЛЛЛ
^'(иногда aV+) АлЛАЛЛЛЛЛЛЛЛЛ
Ма+*Нг0(12,ЧА),Саг^1Нг0(15ЛА)
Ма+*Нг0(12,ЧА),Саг^1Нг0(15ЛА)
WAAAA/WA/W
Ш
WAAAA/WA/W
Ш
м-r
м-r
р,Х,Г(>105Ч) .
— г <40%-*
р,Х,Г(>105Ч) .
— г <40%-*
З^ЧчмтичноАХ3*) 1лммммь1\ K<Nat+H20,Ca2++2Hz0
VA/WWWWW
З^ЧчмтичноАХ3*) 1лммммь1\ K<Nat+H20,Ca2++2Hz0
VA/WWWWW
к-Зен то нит
Sl^l^AX3*) — г<207а-* ХЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛ
K4>Na4+H20,CaZ4+2H20
WAAAWAAA77
к-Зен то нит
Sl^l^AX3*) — г<207а-* ХЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛЛ
K4>Na4+H20,CaZ4+2H20
WAAAWAAA77
Si*+(f/v Al34) Алаллллллллл
Si*+(f/v Al34) Алаллллллллл
3,33
3,33
3,34
3,34
К4
WWAAAAAAAAA/V
К4
WWAAAAAAAAA/V
д2
д2
7,25
7,25
3,30
3,30
5.
5.
И
И
S?4l/4A\3')
ХлАЛААЛЛАЛЛАД 556
K<Na++H20,Ca24+2H2O wwvAaa/wW
S?4l/4A\3')
ХлАЛААЛЛАЛЛАД 556
K<Na++H20,Ca24+2H2O wwvAaa/wW
3,34
3,34
334
334
3,53
3,53
,0Д5
,0Д5
5
5
9,36
\-ш
9,36
\-ш
Si44 (#/4 Al34) ХЛЛЛМЛЛЛЛАДД 2Hzo+CaZ4Hzo+Na4<K VWWVWVAA7V
Si44 (#/4 Al34) ХЛЛЛМЛЛЛЛАДД 2Hzo+CaZ4Hzo+Na4<K VWWVWVAA7V
з^Ч'Ьах1*) Хллллаллллллл 2Hz04aztH20+№a+«Kf
WAAAAAMWV
з^Ч'Ьах1*) Хллллаллллллл 2Hz04aztH20+№a+«Kf
WAAAAAMWV
Eli
Eli
a
a
10,0
10,0
Рис. 1. Схема изменения состава и строения межслоевого лабильного промежутка (между тетраэдрическими сетками) в структуре диоктаэдрических разбухающих минералов (монтмориллонит и деградированные гидрослюды) на разных стадиях литогенеза.
Рентген-дифрактограммы фракции мельче 0,001 мм образцов I—VII осадочных пород на разной стадии их изменения: a — исходный образец, б — образец, насыщенный этиленгликолем, б, — то же, глицерином, в — то же, прокаленный в течение 2 ч при температуре 600° С; г — то же, обработанный в течение 8 ч 10 %-ным раствором теплой (80° С) НС1; цифры над пиками— значения межплоскостных расстояний; М — монтмориллонит; М—Г — монтмориллонит- гидрослюдистое смешанослойное образование; С — серицит; Д! — деградированная гидрослюда с большим дефицитом К-гидрослюды и неупорядоченное монтмориллонит-гидрослюди- стое смешанослойное образование; Д$ — деградированная гидрослюда с относительно небольшим дефицитом К-гидрослюды и монтмориллонит-гидрослюдистое смешанослойное образование с тенденцией к упорядоченному чередованию пакетов; О — октаэдрическая сетка (Fe*+, А1»+); г — содержание разбухающих слоев (при г<40%иг<20% происходит последовательный переход первого и второго слоев воды из структуры минерала в свободное состояние)
продукты изменения (диоктаэдризации) неустойчивых в зоне гипергенеаа триокта- эдрических слюд, главным образом биотита, которому свойствен более высокий межслоевой заряд (% ^ 1), обусловленный значительной в этом случае степенью замещения Si4+ на А13+ в тетраэдрических сетках структуры минерала. Необходимо подчеркнуть, что высокий межслоевой заряд, или в соответствии с терминологией Р. Грима и В. Бредли «структурная память», у слюдистых структур сохраняется даже при весьма значительном изменении первичных минералов, например,> когда структура содержит более 40% разбухающих слоев. В связи с этим продукты изменения триоктаэдрических слюд чаще всего встречаются, в осадочных породах в виде смеси диоктаэдрической гидрослюды, т. е. слабогид- ратированного минерала с содержанием менее 10% разбухающих слоев, и неупорядоченного монтмориллонит-гидрослюдистого смешанослойного образования. Указанное различие в величине межслоевого заряда собственно монтмориллонита и деградированных гидрослюд определяет неодинаковую скорость фиксации катионов К+ межслоевыми промежутками структур рассматриваемых минералов [4].
Диоктаэдрический монтмориллонит на стадии раннеэпи-, или катагенетиче- ского изменения пород за счет частичного замещения Si4+ на А13+ и фиксации К+ через ректоритовую фазу, которая является весьма неустойчивой в природе [7], переходит в смешанослойное образование, содержащее менее 40% разбухающих слоев и характеризующееся тенденцией к их упорядоченному переслаиванию с вновь возникающими неразбухающими пакетами (см. рис. 1, обр. III). В отличие от этого деградированные гидрослюды в аналогичных по испытываемому породами давлению р, а также развивающихся в них температурах Т и химизму среды X, которые, как известно [5], являются определяющими параметрами условий минералообразования, фиксируют значительно большее количество К+ (см. рис. 1, обр. IV). На этой стадии, соответствующей повышению температуры до 105°G, из структуры наиболее распространенных в осадочных породах разбухающих минералов с межслоевым промежутком, содержащим двойной мономолекулярный слой воды, происходит отщепление одного слоя Н2О, которое сопровождается сближением алюмосиликатных слоев и переходом освободившейся воды в свободное состояние, т. е. в поровое пространство, где она приобретает значительную подвижность [8].
В зоне позднего катагенеза происходит дальнейшая интенсивная фиксация К+ структурами первично-деградированных гидрослюд, в связи с чем они практически теряют оставшийся мономолекулярный слой воды и связанную с этим разбухаемость. Однако аградация монтмориллонита, по сравнению с деградированной гидрослюдой в близких термобарических и геохимических условиях, вследствие меньшей величины межслоевого заряда значительно запаздывает (см. рис. 1, обр. V). В результате этого монтмориллонит переходит в так называемый К-бентонит [4] или «метабентонит» [3] с устойчивым содержанием (20—25%) разбухающих слоев. Для интенсивной фиксации К+ такой структурой необходимо более значительное замещение Si4+ на А13+, как это происходит, например, у слюдистых структур, которые в целом на всех стадиях изменения характеризуются относительно высоким межслоевым зарядом, лишь в небольшой степени уменьшающимся или увеличивающимся в процессе соответственно деградации или аградации исходных слюдистых структур.
Структурная унаследованность в пределах двух рассмотренных генетических разновидностей диоктаэдрических разбухающих минералов кроме различия в величине межслоевого заряда четко проявляется также на всех стадиях трансформаций указанных минералов в характерном соотношении интенсивностей первого и третьего порядков отражений на рентген-дифрактометрических кривых. Так, низкая интенсивность третьего порядка монтмориллонита сохраняется для соответствующего рефлекса и на дифрактограмме К-бентонита. В свою очередь, у деградированных гидрослюд соотношение указанных рефлексов аналогично неизмененным слюдистым структурам (см. рис. 1, обр. VI).
Относительно быстрая аградация разбухающих минералов диоактаэдриче- ского типа обусловлена слабой прочностью связи воды в межслоевых промежутках их структуры, что определяется наличием в указанных промежутках катионов Na и главным образом Са. Глубина, на которой происходит резкое изменение содержания разбухающих слоев в структуре диоктаэдрических минералов, зави- 134
сит от возраста отложений, а также от геотермического градиента [8], который, как известно, характеризуется различной величиной в разных районах. Для палеозойских отложений граница резкого снижения содержания разбухающих слоев в структуре разбухающих диоктаэдрических минералов располагается в среднем на глубине около 2000 м, тогда как для мезозойских и особенно палео- ген-неогеновых отложений она опускается ниже 3000 м.
На стадии метагенеза в условиях высоких термобарических параметров среды и интенсивных процессов перераспределения вещества между минеральными компонентами породы диоктаэдрические разбухающие структуры независимо от генезиса переходят в серицит (см. рис. 1, обр. VII).
Кроме диоктаэдрических минералов в последнее время как в нефтегазоносных, так и в ненефтегазоносных отложениях ряда районов (Иркутский амфитеатр, Енисейский кряж, Припятский прогиб, южный склон Балтийского щита, Московский грабен, Малый Кавказ, Джезказганская и Восточно-Чуйская впадины) установлены триоктаэдрические разбухающие минералы, представленные смешанослойными образованиями, среди которых выделяются хлорит-монтмо- риллониты [2] и хлорит-вермикулиты [4]. Основное различие между монтмориллонитовыми и вермикулитовыми [4] слоями в структуре указанных смешанослойных образований (рис. 2) заключается в несколько менее высоком межслоевом заряде для первых слоев (% = 0,6) по сравнению со вторыми (% = 0,6—0,9). Это определяет, в частности, отсутствие разбухания Mg — насыщенной формы хлорит-вермикулитов с глицерином [1].
Неупорядоченные триоктаэдрические структуры в отличие от диоктаэдрических, являются неустойчивыми (см. рис. 2, обр. I) и редко встречаются в природе. Это обусловлено особым характером заполнения межслоевого промежутка в структуре триоктаэдрических разбухающих минералов, в котором молекулы воды образуют упорядоченные группировки с Mg2+.
Иной состав межслоевого промежутка по сравнению с диоктаэдрическими разбухающими минералами определяет также более высокую прочность связи воды в триоктаэдрических разбухающих структурах, а именно в хлорит-монт- мориллонитах (см. рис. 2, обр. II) и хлорит-вермикулитах (см. рис. 2, обр. III), в связи с чем они встречаются в виде фаз, содержащих до 50% разбухающих пакетов, переслаивающихся через один пакет с неразбухающими в большом диапазоне термобарических условий, от позднего диагенеза до позднего катагенеза включительно. Так, например, в эйфельских отложениях Припятского прогиба триоктаэдрические хлорит-монтмориллонитовые смешанослойные образования установлены на глубинах около 3600 м. Следует, однако, иметь в виду, что в условиях значительной локальной концентрации в среде катионов Fe2+ и особенно Mg2 , даже при термобарических параметрах, характерных для устойчивого развития и сохранения упорядоченных триоктаэдрических смешанослойных образований, могут формироваться также структуры с весьма небольшим содержанием разбухающих слоев, близкие к хлориту.
На стадии метагенеза хлорит-монтмориллониты и хлорит-вермикулиты переходят в хлорит-Fe—Mg (см. рис. 2, обр. IV).
Указанные специфические особенности рассмотренных минералов существенным образом влияют на формирование структуры порового пространства коллекторов и их емкостные и фильтрационные свойства. В связи с этим при оценке коллекторских свойств пород на больших глубинах необходимо учитывать не только минеральный состав обломочной части пород и глинистого цемента, но и такие структурные особенности последнего как ди- и триоктаэдричность разбухающих минералов, что определяет, в частности, их различную термодинамическую устойчивость и, как следствие этого, неодинаковое количество воды, связанной в структуре смешанослойных образований. Выяснение указанных вопросов позволит более надежно и обоснованно прогнозировать свойства коллекторов на больших глубинах, а также более эффективно производить различные операции в глубоких скважинах, включая нефтегазопромысловые работы и геофизические исследования. В частности, присутствие в коллекторах ди- либо триоктаэдрических смешанослойных образований определяет различную степень устойчивости глинистого цемента при вскрытии и опробований продуктивных пластов, а также в процессе использования химических методов интенсификации добычи нефти и газа. Так, в коллекторах, погруженных на большие глубины,
аградированный глинистый цемент диоктаэдрического типа, характерный для открытых систем, обладает определенной инертностью при указанных операциях. В отличие от этого цемент, состоящий из разбухающих триоктаэдрических
НУ,1>50%10,014,3
14,3 2?'5
X-M(.Z~0,6)
Sv4t (частично AlJt)
(мдгМи20)фа*+Н20,Са2++2Н20)
Mwvvwwwv
-M
4 AlJt)
ЛАЛЛАЛАА
12,7
5,03
5?98
P,X,T(>105»C)
ra
-I6JD
■5 .
X-B(X^Q,9)
Sx*4l/4A\^
-ЦО .14.1
(Mg^b^O^fNa^HgO.CaZ+^^D)
WwVvvwvvw .
■ <4,1 1
3,31
3>03 3,31 Ю.О.
3,36 4.36
5,t*50-7b
(Mg^e^fNa^^O.C^^ZHzO)
VWWVWVWW
13,5
Г x-e ^^ru"^
-Sir Jb®;
VWWWVWWW ^33^ “inzzJ
X З^Ь/ЧА!3*)
AAaaaaaaaaaaXaa
Mg(0H)2IV
VvwVWWWM
3,53
3,34
7,13
|*'7*14,2
жШ,
14,1
■a
Рис. 2. Схема изменения состава и строения межслоевого лабильного промежутка (между тетраэдрическими сетками) в структуре триоктаэдрических разбухающих минералов (хлорит- монтмориллонит и хлорит-вермикулит) на разных стадиях литогенеза.
У — упорядоченные структуры; X—М — хлорит-монтмориллонит; О — октаэдрическаясетка (Fe*+, Mg*+); НУ—неупорядоченные структуры; X—В — хлорит-вермикулит; X—Ре—
• Mg-хлорит; остальные обозначения те же, что и на рис. 1
минералов, свойственных закрытым системам, вследствие заселения октаэдрических сеток их структуры легко выносимыми из нее двухвалентными катионами (Ее и Mg) при кислотной обработке призабойной зоны легко разрушается. Это способствует резкому повышению проницаемости коллекторов с указанным типом цемента.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Градусов Б. П., Чижикова Н. П. Методика определения подвижного межслоевого промежутка в упорядоченных триоктаэдрических смешанослойных^ образованиях из хлоритового и лабильных 2 : 1 пакетов. —«Литология и полезные ископаемые». 1968, № 5, С. 124—127 с ил.
Постникова И. Е., Котельников Д. Д., Постников В. Г. О влиянии ди- и триоктаэдрических смешанослойных образований на экранирующую способность и коллекторские свойства средне- и верхнедевонских отложений Припятского прогиба. — «Изв. вузов. Сер. Геология и разведка», 1972, № 9, с. 32—39 с ил,
Р а т е е в М. А., Градусов Б. П. Типы смешанослойных образований слюда монтмориллонитового ряда в метабентонитах силура — ордовика Прибалтики. — «Литология и полезные ископаемые», 1971, № 2, с. 74—93 0 ил.
Саркисян С. Г., К о те л ь н и к о в Д. Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. Л., «Недра», 1971. 184 с. с ил.
Франк-Каменецкий В. А., Котов Н. В., Г ойл о Э. А. Кристаллохимия трансформационных преобразований глинистых минералов. — «Зап. ВМО», 1973, ч. 102, вып. 2, с. 129—142 с ил.
Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М., «Недра», 1969. 366 с. с ил.
Шутов В. Д. Динамика преобразования монтмориллонита в гидрослюду при региональном эпигенезе. —«Труды Геол, ин-та АН СССР», 1971, вып. 221, с. 54—61 с ил.
В й г s t J. Р. Diagenesis of Golf clayey sediments its possible relation to petroleum migration. —«Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geologists», 1969, vol. 53, No 1, p. 73—93 with 11.
УДК 552.51 (575.4)
А. К. МАЛЬЦЕВА, И.И. ГРОМАДИНА
Т. Я. ЮРКЕВИЧ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
В ТЕРРИГЕННЫХ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ ТУРКМЕНИИ
Перспективы нефтегазоносности терригенных юрских отложений обширных территорий Восточной Туркмении в значительной степени определяются тем, будут ли здесь встречены коллекторы при погружении пород на глубину 3500— 7000 м и каким качеством они могут характеризоваться. Остальные факторы, влияющие на формирование скоплений нефти и газа, для этих районов следует оценивать как весьма благоприятные.
Исследования, проведенные на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина, были направлены на выяснение закономерностей распространения пород-коллекторов, вскрытых на глубинах от 2000 до 3600 м, изучение их качества и изменения по направлению к погруженным частям Амударьинской впадины. В ходе работ были использованы керны и геоэлектрические разрезы глубоких поисковых и разведочных скважин трестов Туркменгазразведка, Бухаранефтегазразведка, результаты изучения емкостно-фильтрационных свойств терригенных пород, полученные в лабораториях физики пласта треста Союзбургаз, Среднеазиатского научно-исследовательского института газа, Татарского филиала Всесоюзного научно-исследовательского нефтяного института и Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института, данные оценки коллекторских свойств пород промыслово-геофизическими методами (А. М. Эйвазов, Восточно-Туркменская промыслово-геофизическая контора), определения петрографического состава пород-коллекторов под микроскопом (Л. Б. Абрамова, Институт геологии и разработки горючих ископаемых).
В результате детальной корреляции разрезов нами выделены и прослежены по площади XVII (нижний келловей), XVIII (байос — бат), XIX (аален — байос) и XX (нижняя юра?) проницаемые алеврито-песчаные горизонты (рис. 1), изучены особенности их литологического состава, подсчитаны суммарные мощности песчаных пород (абсолютная песчанистость) и их содержание в разрезе (в процентах; относительная песчанистость). Определено также содержание промышленно эффективных пород-коллекторов в составе проницаемых горизонтов и дан прогноз пространственного распространения различных коллекторов по классификации А. А. Ханина
Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М., «Недра», 1973. 301 с. с ил.
950.
Схематический литологический разрез терригенных юрских отложений по линии Беурде Алевролитово-песчаные пачки: 1— коллекторы (проницаемость > 1 мД, пористость > 12— глинистые пачки: з — региональные покрышки, 4 — зональные покрышки, 5 — глинистые 8 — палеозойские породы; 9 '— разломы; 10 — поверхности размыва (уверенные и пред
Северный Шейх- Султан-
ИзмаилАман. Ачак Арык Санджар Мешенли
шик — Мешекли (составили А. К. Мальцева, Н. И. Громадина, Т. Я. Юркевич, 1974).
13%), 2— слабопроницаемые породы (проницаемость < 1 мД, пористость <12—13%); прослои внутри горизонтов; 6 — карбонатные отложения; 7 — отложения пермотриаса; полагаемые); и — промышленные притоки газа; 12 — признаки газа; 13 — скважины
По всем выделенным проницаемым горизонтам отмечается увеличение суммарных мощностей. алеврито-песчаных пород по направлению от Бухарской ступени к Чарджоуской и Багаджинской ступеням от 20—40 м (Гугуртли) до 400 м и более, несмотря на сокращение относйтельного содержания проницаемых пород от 60% (Бухарская ступень) до 20—30%. В этом же направлении уменьшается степень расслоенности проницаемых горизонтов слабопроницаемыми породами. Мощности отдельных выдержанных алеврито-песчаных пачек достигают 70 м (Кирпичли). Для мощных нерасслоенных пачек характерны средние значения открытой пористости, равные 16—18%, в то же время как для маломощных прослоев (2—3 м) эти значения, как правило, составляют менее 8—11%. Как показали лабораторные исследования, терригенные породы юры с открытой пористостью ниже 10—13% являются практически непроницаемыми. /
По направлению к погруженным частям Амударьинской впадины происходит ухудшение качества коллекторов в первую очередь за счет увеличения глинистости разреза, уменьшения размера зерен,увеличения степени уплотненности пород и проявления процессов гравитационного растворения. Отмечаются значительные вторичные изменения, существенно снижающие коллекторские свойства. Их ухудшение с глубиной в указанном районе усиливается в связи с тем, что среди песчаников и алевролитов широко распространены граувакковые, полево- шпатово-граувакковые и граувакково-кварцевые мелкозернистые и среднезернистые разности. При этом содержание в песчаниках кварца сокращается вниз по разрезу от 55% в нижнекелловейских отложениях до 25% в нижнеюрских, количество же полевых пшатов остается почти постоянным (19—24%). В отдельных разностях песчаников до 21% приходится на долю обломков устойчивых пород и до 20% — на долю обломков неустойчивых пород. Цемент песчаников по типу — поровый, пленочный и базальный, по составу — глинистый (гидро- слюдистый и каолинитово-гидрослюдистый), хлоритовый и карбонатный.
Вторичные изменения происходят главным образом за счет полного или частичного разрушения полевых шпатов и обломков неустойчивых пород. Полевые пшаты интенсивно хлоритизируются, политизируются и в отдельных разновидностях песчаников (нижняя часть аален — байоса) переходят в каолинит-гцдро- слюдистую цементирующую массу. Обломки неустойчивых пород также подвергаются сильной хлоритизации, политизации, в ряде случаев происходит выделение бурых окислов железа. Интенсивные изменения затрагивают слюды, что выражается, в частности, в разложении биотита и замещении его каолином. Степень разрушенности обломков неустойчивых пород увеличивается вниз по разрезу.
Изменения строения цемента отдельных разностей песчаников келловея и аален — байоса происходит в результате спаивания обломочных зерен регенерационным кварцевым цементом, что приводит к образованию непроницаемых кварцитовидных и псевдогранобластовыХ структур. В некоторых случаях в песчаниках получает развитие карбонатный цемент, являющийся причиной появления почти непроницаемых разностей пород, наблюдаются выделения новообразованных минералов в поровых пространствах, также снижающих первичную пористость пород.
Однако вторичный процессы, ухудшающие коллекторские свойства, не распространяются на все типы песчаников, о чем в первую очередь свидетельствуют результаты опробования и лабораторных определений емкостно-фильтрационных свойств пород. Для прогноза фильтрационных свойств пород в малоизученных районах Восточной Туркмении использовалась зависимость между открытой пористостью и проницаемостью. Установлена также прямая зависимость газопроницаемости от эффективной пористости. Отмечено, что проницаемость уменьшается при одних и тех же значениях эффективной пористости от менее глубоких горизонтов к погруженным. Изучение зависимости пористости от глубины залегания показало, что с увеличением глубины на 1 км пористость снижается примерно на 1,5—2%.
Проведенные исследования позволили сделать вывод о широком распространении в разрезе терригенных отложений юры Восточной Туркмении коллекторов III—V, реже II классов. При этом в верхних горизонтах XVII и XVIII, наряду с коллекторами IV и V классов, встречаются коллекторы II и III клас-
сов. В нижних горизонтах XIX и XX почти исключительным распространением пользуются коллекторы IV и V классов.
Учитывая выявленные особенности в распределении коллекторов, следует ожидать, что в погруженных частях Амударьинской и Мургабской впадин, в пределах которых кровля терригенных отложений юры залегает на абсолютных отметках —3000 до —5800 м, предполагается развитие коллекторов приму- щественно V, реже IV классов. Зоны развития коллекторов более высоких классов здесь следует связывать с частями разреза, приуроченными к двум региональным стратиграфическим несогласиям, установленным в терригенных породах юры, а также с отложениями дельт и русел рёк, широко распространенными в нижних частях разреза юры, и, безусловно, с участками возникновения вторичной пористости. Однако прогнозирование последних вызывает большие трудности.
Таким образом, как показали проведенные наблюдения, на изменение коллекторских свойств с гЛубиной наиболее существенное влияние оказывают минеральный состав алеврито-песчаных пород, мощность пачек пород-коллекторов и степень их расслоенности.
УДК 553.98.061.4
-Е. М. СМЕХОВ, М. X. БУЛАЧ, Т. В. ДОРОФЕЕВА, В. Н. КАЛАЧЕВА
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВС ГЛУБИНОЙ И ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
Проблему прогнозирования коллекторов нефти и газа на больших глубинах необходимо рассматривать в различных аспектах и комплексно. По данным наших исследований в районах Волго-Уральской области, Средней Азии, Иркутской области, Прибалтики и Северо-Восточного Кавказа и литературным сведениям на глубине, в условиях сильного уплотнения пород, наиболее распространены различные типы трещинных коллекторов. Факторами, определяющими формирование трещинных коллекторов, являются тектоническая трещиноватость, создающая пути фильтрации в плотных породах, и вторичная пористость (пористость, обусловленная перекристаллизацией, доломитизацией и выщелачиванием).
Одновременное и детальное изучение трещиноватости, развитой на поверхности (по естественным обнажениям) и на глубине (по керну глубоких скважин) с последующим сравнительным анализом позволило установить, что закономерности развития трещиноватости (ориентировка систем и трещин и их число) в породах одинакового литологического состава, в сходных тектонических условиях возможно экстраполировать с дневной поверхности на глубину и соответственно прогнозировать горизонты интенсивной трещиноватости. Исследованиями доказано, что при одних и тех же структурных условиях на поверхности и глубине ориентировка систем трещин и их число. в породах одного и того же литологического состава будут одинаковы. Следовательно, после определения закономерностей развития трещиноватости по данным естественных обнажений можно прогнозировать эти данные на глубину в соответствующие литологические разности пород.
По установленной зависимости между густотой трещин каждой системы и мощностью слоя представляется возможным определить меру увеличения или уменьшения густоты трещин от одного слоя пород к другому.
Большое значение для прогнозирования трещинных коллекторов имеет вопрос о раскрытии трещин на больших глубинах. Относительно пределов изменения раскрытости трещин в различных литологических типах пород и факторов, обусловливающих эти изменения, имеющиеся в литературе сведения основаны главным образом на визуальных наблюдениях, описания трещин в шлифах и расчетах. Некоторые исследователи до сих пор считают возможным наличие на глубине широко распространенных зияющих трещин с большим раскрытием и даже отводят таким трещинам решающую роль в коллекторских свойствах
пород. Авторы, допуская наличие трещин с большой раскрытостью на глубине, в то же время считают, что эти трещины не могут существенно влиять на коллекторские свойства вмещающих пород ввиду их чрезвычайно низкой плотности. Так, по сведениям Ю. Ф. Клейносова, при раскрытости, трещин равной 0,5 см, и реальной трещинной проницаемости, определяемой по промысловым данным, расстояние между ними должно составлять не менее 10 км.
Исследованиями, проведенными Всесоюзным научно-исследовательским геологоразведочным институтом, доказано, что из всех измеренных величин раскрытости трещин на глубине 85% находится в пределах 10—30 мкм, остальные 15% (как правило, «залеченные» трещины) — 30—150 мкм и более.
При анализе массовых измерений раскрытий трещин в. различных литологических разностях горных пород широкого возрастного диапазона (от третичных до архея включительно) установлено, что величина раскрытий трещин варьирует в определенных сопоставимых пределах, обусловленных тектоническими напряжениями. В общем случае максимальное раскрытие трещин до глубины 1700 м достигает 30 мкм в средне- и крупнозернистых разностях пород и 18—20 мкм в мелкозернистых. В интервале глубин 1700—3000 м эти величины в тонкозернистых, средне- и крупнозернистых разностях пород сближаются, максимальные раскрытия составляют 20 мкм. Однако наиболее часто раскрытия трещин варьируют в пределах 10—15 мкм, причем наибольшие величины раскрытий, как правило, характерны для песчано-алевритовых пород, наименьшие — для глинит стых. На глубинах свыше 3000 м (месторождение Хаян-Корт) сохраняются закономерности, установленные для раскрытий трещин в интервале глубин 1700— 3000 м.
В настоящее время в отношении прочности для осадочных пород установлен определенный ряд по их способности к трещинообразованию, который не меняется от возраста изучаемых пород. Этот литологический ряд пород (по убыванию способности к трещинообразованию) следующий: аргиллиты, мергели, алевролиты, Глинистые доломиты, доломиты, доломитистые известняки, известняки, песчаники, ангидриты и гипсы.
Указанные закономерности являются общими как для платформенных областей (пермские, каменноугольные и девонские отложения Русской платформы, нижнекембрийские породы Сибирской платформы, палеозойские отложения Балтийской синеклизы и др.), так и для складчатых (меловые и верхнеюрские породы Таджикской депрессии, Копет-Дага, третичные и меловые Восточных Карпат, меловые отложения Северо-Восточного Кавказа и Предкавказья и т. п.). Таким образом, при литологических исследованиях с учетом_ мощностей слоев возможно даже без специальных исследований трещиноватости пород прогнозировать относительное увеличение или уменьшение степени трещиноватости по разрезу, т. е. выделять потенциальные горизонты трещинных коллекторов.
Изучение второго фактора — наличие вторичной пористости, определяющего нахождение трещинных коллекторов на глубине, начато сравнительно недавно. В настоящее время выяснено, что вторичные пустоты развиваются как в карбонатных породах (поры,' каверны), так и в терригенных (поры). Интенсивность проявления вторичной пустотности зависит от степени трещиноватости пород (поры выщелачивания), а также от исходного вещественного состава породы, ее структуры и постседиментационных процессов (поры перекристаллизации, доломитизации и выщелачивания).
Среди карбонатных пород максимальное развитие вторичной пористости (14—22%) отмечается в первично неоднородных разностях, например в органогенных толщах (ордовик Прибалтики), биогермных (нижний кембрий Иркутского амфитеатра) и рифогенных (нижняя пермь Волго-Уральской области). В терригенных породах наблюдаются только поры выщелачивания, возникающие в песчаниках и алевролитах с карбонатным глинисто-карбонатным цементом.
Данные по керновому материалу ряда районов свидетельствуют о том, что вторичные пустоты в карбонатных и терригенных толщах могут развиваться на значительных глубинах. Так, в доломитовых известняках и доломитах осинского горизонта нижнего кембрия Иркутского амфитеатра на глубинах свыше 2500—2800 м величина вторичной пористости достигает 10—12%. В Тубинской, Касьяновской, Тунгуйской и других скважинах вторичные поры выщелачивания и каверны (2—5%) в карбонатных породах отмечены на глубинах до 3000 м 142
и более. В песчаниках и алевролитах с карбонатно-глинистым цементом пустоты выщелачивания выявлены на Парфеновской площади (скв. 1, 5) на глубине 2400 м, в Марково (скв. 17) на глубине 2780 м. В песчаниках пористость выщелачивания равна 1,5%. В Киренской опорной скважине поры выщелачивания (2%) установлены в марковском горизонте на глубине 2655 м.
В Терско-Сунженской области те же явления наблюдали на глубинах свыше 4000 м в карбонатных отложениях верхнего и нижнего мела и верхней юры. Вторичные поры выщелачивания составляют значительную долю в емкости песчано-алевритовых коллекторов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях скв. 141 Карабулак в песчаниках и алевролитах апта на глубине 2500 м вторичная пористость равна 4—5%, открытая 7—12%. На глубине же 3400 м (Малгобек, скв. 89) открытая пористость в аналогичных породах снижается до 3,5— 4,5%, а вторичная пористость уменьшается в меньшей степени — до 3%. Таким образом, с увеличением глубины залегания пород доля вторичной пористости в общей емкости коллектора возрастает здесь от 40% на глубинах 2500 м до 75% на глубинах свыше 3000 м.
В трещинных коллекторах верхнего мела Северо-Восточного Кавказа, представленных известняками, основную долю емкости, наоборот, составляет первичная межзерновая пористость (вторичная не превышает 1%).
На примере сравнительного анализа карбонатных коллекторов верхнего мела для Чечено-Ингушетии для различных тектонических зон установлено, что уменьшение открытой (в основном первичной) пористости известняков на 1—2% происходит закономерно при перепадах глубин, равных 1 км (от 8% на глубине 500 м до 4—6% на глубине 1000—1500 м). В погруженных складках, „ например Брагунской (кровля мела 3700 м), Октябрьской (3800 м), Гудермесской (4200 м), где известняки сильно уплотнены, снижение пористости происходит незначительно.
При прогнозировании и оценке коллекторов, залегающих на больших глубинах, важное значение имеет вопрос о предельных (минимальных) значениях проницаемости, при которых возможно извлечение из коллекторов нефти. В настоящее время доказано, что с увеличением глубины залегания горных пород вследствие их сжатия горным давлением в бблыпей степени уменьшается поровая проницаемость, трепщнная же проницаемость либо убывает менее интенсивно, либо остается постоянной. Например, в песчаниках апта Терско-Сунженской области на глубине 2500 м &пр — 0,03 мД, Лпр# т = 3-=-4 мД, на глубине 3400 м Апр = 0,006 мД (в 20 раз меньше), кПр. т — 2 4-3 мД. Поэтому влияние последней на ее общую проницаемость, а вместе с тем необходимость ее учета все более повышаются.
Эти обстоятельства, в свою очередь, позволяют более оптимистично оценивать и факт уменьшения с глубиной поровой проницаемости, поскольку из практики нефтеразведочных работ известно много примеров обнаружения залежи нефти -в трещинно-поровых коллекторах с ничтожно малой поровой (межзерновой) проницаемостью. К их числу относятся залежи нефти в терригенных породах нижнего мела и в карбонатных породах верхнего мела Грозненского района, в третичных отложениях Предкарпатья, в пермских на месторождении Спраберри в США и т. п. Во всех этих случаях открытая пористость пород измеряется первыми числами процентов, а проницаемость пор — десятыми и сотым долями миллидарси и менее. Извлечение нефти из межзерновых пор при такой низкой.проницаемости возможно благодаря особому механизму дренирования трещинных коллекторов, при котором нефть в скважины поступает по-существу только из трещин, а трещины постоянно подпитываются притоком из пор во всей зоне гидродинамического влияния скважины.
Из описанного выше следует, что выявленные закономерности развития трещиноватости и пористости в горных породах на больших глубинах и учет особенностей фильтрации в трещинных коллекторах дают возможность прогнозировать наличие коллекторов нефти и газа на значительной глубине.
УДК 552.5 (571.64)
Э. Г. КОБЛОВ, Л. П. ИВАНЬШИНА, Р. Л. БУ ЦЕННО
ИЗМЕНЕНИЕ С ГЛУБИНОЙ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВОСАДОЧНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ О-ВА САХАЛИН
И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗОН РАСПРОСТРАНЕНИЯКОЛЛЕКТОРОВ ПОРОВОГО ТИПА
Изменение коллекторских свойств пород мезо-кайнозойского осадочного разреза о-ва Сахалин является в основном результатом проявления процессов механического уплотнения и постседиментационной цементации и тесно связано с глубиной максимального погружения, испытанного породой, и ее литологическим составом. Отмечаются различия в относительной роли этих процессов для пород разного возраста,. Для неогеновых отложений преобладающее значение имеет фактор механического уплотнения. Процессы постседиментационной цементации получают заметное развитие в этих породах лишь при погружении на глубины 4,5—5,0 км. Для палеоген — верхнемеловых отложений постседиментационная цементация широко развита уже в породах, испытавших погружение на глубины 2,5—3,0 км, что существенно ограничивает распространение коллекторов порового типа в указанных породах. Среди минералов — заполнителей порового и трещинного пространства наиболее широко развиты карбонаты, кварц, хлориты, реже встречаются цеолиты, каолиниты, гидроокислы железа и титанистые' минералы.
Изменение пористости и проницаемости пород под воздействием механического уплотнения проявляется в непрерывном снижении значений этих параметров с увеличением глубины погружения. Если для песчано-алевритовых пород, не погружавшихся более чем на 1 км, характерны значения пористости, равные 35—50%, и проницаемости, составляющие сотни и тысячи миллидарси, то для таких же пород (с одинаковым количеством седиментационного цемента и без признаков постседиментационной цементации), испытавших погружение на 4—5 км, величины пористости обычно не превышают 15%, а проницаемость измеряется чаще всего единицами миллидарси. Градиент уменьшения открытой пористости песчаных пород и слабоглинистых алевритовых пород почти не зависит от количества цемента и на глубинах 1—3 км составляет 7—10 %/км, снижаясь до 4% /км на глубинах 4—5 км. Уменьшение пористости алевритовых пород с количеством цемента более 15% на глубинах свыше 3 км происходит быстрыми темпами, градиент уменьшения открытой пористости равен 6—7%/км.
Различия в коллекторских свойствах одновозрастных пород на одинаковых глубинах погружения обусловлены Литологическим фактором (в основном гранулометрическим составом и количеством цемента). Сравнение пористости и проницаемости песчаных и алевритовых пород с одинаковым количеством цемента и степенью уплотнения позволяет оценить влияние размерности зерен на коллекторские свойства пород. До глубины максимального погружения 3 км пористость алевритовых А>род превышает пористость песчаных, ниже наблюдается обратная закономерность. Проницаемость алевритовых пород при одних и тех же глубинах максимального погружения и количествах цемента ниже проницаемости песчаных пород обычно на один класс даже при более высокой проницаемости алевритовых пород в зоне небольших глубин погружения.
Увеличение количества седиментационного глинистого цемента при одной и той же глубине максимального погружения приводит к снижению пористости и проницаемости. Для песчаных пород снижение пористости составляет 5—7% при увеличении количества цемента в пределах (0—5%)—(25—35%), для алевритовых пород оно заметно на глубинах свыше 2 км и составляет в среднем 4%. В большей степени возрастание количества цемента сказывается на фильтрационной характеристике пород. Так, для песчаных пород с содержанием цемента менее 15 и 25—30% разница в значениях проницаемости составляет в большинстве случаев два класса. Аналогичная „закономерность отмечается и для алевритовых пород.
На основе выявленных закономерностей в изменении коллекторских свойств
пород устанавливается критические значения глубин максимального погружения, ограничивающие зоны, благоприятные для поисков коллекторов порового типа в породах определенного литологического состава. Для неогеновых отложений эти глубины изменяются от 3,5 км для полиминеральных глинистых песчаников и алевролитов с количеством цемента более 25% до 5,6—6,0 км для песчаников с количеством цемента менее 5%.
Учитывая литологические особенности пород острова Сахалин (плохая отсор- тированность, повышенное содержание цемента различного состава), можно считать, что для большей части отложений мезо-кайнозойского разреза зона погружения пород на глубины свыше 4,5 км малоперспективна для поисков коллекторов порового типа. Современное положение этой зоны в разрезе каждого конкретного геологического района о-ва Сахалин зависит от амплитуды инверсионного подъема и соответственно мощности эродированных отложений. Гипсометрическое положение зоны изменяется в широком диапазоне: от выхода на дневную поверхность (в большинстве районов выхода на поверхность до кайнозойских отложений) до залегания на глубинах, соответствующих критическим значениям глубин максимального погружения (центральные части крупных прогибов в зоне шельфа).
Перспективы поисков коллекторов порового типа в более погруженных отложениях можно связывать с песчаниками бесцементными или с незначительным количеством цемента «5%). Имеющиеся данные позволяют предполагать сохранение подобными породами свойств коллекторов порового типа при погружении их до 5,5—6,0 км. Но распространенность их в разрезе о-ва Сахалин незначительна. В заметных количествах они присутствуют лишь в отложениях дагинского и верхней части уйнйнского горизонтов неогена в центральных и западных районах Северного Сахалина.
Основные параметры трещиноватости пород — объемная плотность трещин, соотношение между открытыми и заполненными трещинами, раскрытость трещин — также тесно связаны с литологическим составом и глубиной максимального погружения. Объемная плотность трещин возрастает с увеличением хрупкости пород, обусловливаемой литологическими особенностями и глубиной максимального погружения. Кроме размерности обломочной части породы (с увеличением размерности зерен уменьшается трещиноватость) значительное влияние на трещиноватость породы оказывает цементирующая часть, в первую очередь ее количество. Увеличение количества цемента в песчано-алевритовых породах способствует, при прочих равных условиях, увеличению трещиноватости. Намечается следующий литологический ряд по увеличению способности к трещинообразованию: песчаники слабоглинистые, песчаники глинистые, алевролиты слабоглинистые, алевролиты глинистые, уплотненные глины, аргиллиты, кремнистые аргиллиты.
Раскрытость трещин при равных значениях глубин максимального погружения увеличивается от глинистых пород к песчаным. Характер изменения раскрыто сти трещин в зависимости от глубины максимального погружения неодинакового для различных литологических разностей. Для глинистых пород и глинистых алевролитов раскрытость трещин возрастает до определенной глубины, после чего резко уменьшается. Этот скачок происходит при погружении ниже 4 км. У песчаников и алевролитов слабоглинистых в пределах изученного интервала глубин (до 5 км) прослеживается непрерывное уменьшение раскрытости трещин.
Для всех литологических разностей заметное заполнение трещин минеральными образованиями начинается при погружении на глубину 3,5 км. На меньших глубинах трещины в большинстве случаев являются открытыми, заполненные чаще всего отсутствуют либо составляют несколько процентов от общего числа трещин. Максимальная минерализация трещин отмечается для аргиллитов и алевролитов глинистых в интервале глубин максимального погружения 3,8— 4,2 км. На больших глубинах у этих разностей наблюдается некоторое увеличение доли открытых трещин, связанное, по-видимому, с резким снижением раскрытости последних и появлением значительного числа практически непроницаемых трещин с незначительной раскрытостью (—1—2 мкм).
Суммарное проявление отмеченных закономерностей в изменении основных параметров трещиноватости предопределяет возможность появления коллек-
ш
Показатели для оценки глубины максимального погружения.
I—отражательная способность витринита Яа-10; II— физические свойства глинистых: пород: а — открытая пористость, %, б — общая пористость, %, в — объемная масса сухой: породы, г/см8; шифр кривых — минералогическая плотность, г/см8: 1—2,51— 2,55; 2 — 2,66— 2,60, 3 — 2,61—2,65, 4 — 2,66—2,70, 5 — 2,71—2,75, в — 2,76—2,80, 7 — 2,81—2,85, 8 — I 2,86—2,90, 9 — 2,90; III — интервальная скорость распространения сейсмических врлн, км/с; шифр кривых — литолого-возрастные типы разрезов: 1~з — плиоцен-веркнемиоцено- вые, преимущественно глинистый (I), песчано-глинистый и глинисто-песчаный (2), преимущественно песчаный (3), 4 — средне-нижнемиоценовый, преимущественно песчаный; IV — структурная характеристика песчаных и алевритовых пород: а — коэффициент уплотнения, б — коэффициент «измененное™» породы по G. С. Савкевичу, в — число контактов на зерно, г — количество «плавающих» зерен, %, число контактов, %: 9 — точечных, е — линейных, ж — выпукло-вогнутых; пунктиром показаны части кривых по неуверенным данным
торов трещинного типа в том или ином разрезе и их свойства. Очевидна бесперспективность для поисков трещинных коллекторов участка разреза, сложенных слабоглинистыми песчаниками. Несколько более перспективны в этом отношении участки разрезов, сложенные глинистыми песчаниками и слабоглинистыми алевролитами, где могут быть встречены прослои коллекторов поровотрещинного типа в зоне глубин максимального погружения свыше 3,5 км. На меньших глубинах межзерновая проницаемость в указанных породах значительно превышает трещинную. Наиболее перспективными для поисков трещинных коллекторов являются участки разрезов, сложенные аргиллитами, кремнистыми аргиллитами и глинистыми алевролитами, в зоне глубин максимального погружения 2,5—4,0 км. Это особенно относится к пластам кремнистых аргиллитов, для которых характерно очень высокое (до 60% ) содержание в разрезе прослоев с трещинной проницаемостью, превышающей 5 мД.
Отмеченные закономерности в изменении емкостных и фильтрационных свойств песчано-алевритовых пород, трещиноватости пород и особенно их тесная связь с глубиной максимального погружения и литологическим составом дают возможность вполне обоснованного и достаточно точного прогноза свойств коллекторов , зон распространения поровых коллекторов и площадей, перспективных для поисков трещинных коллекторов. Для каждого "конкретного литолого-фациального комплекса, для которого литолого-фациальная характеристика в районе прогноза известна или может быть экстраполирована из соседних районов, задача прогнозирования типов и свойств коллекторов сводится к определению глубины максимального погружения. В зависимости от степени изученности района для выяснения глубины максимального погружения используются такие наиболее информативные показатели (см. рисунок), как физические свойства глинистых пород, отражательная способность витринита, интервальная скорость распространения сейсмических волн и группа показателей, характеризующих структуру песчано-алевритовых пород: коэффициент уплотнения \ предложен- йый авторами (&у = SL/2P, где 2£ — суммарная длина контактов между зернами; 2Р — суммарный периметр зерен), коэффициент «измененности» породы, число контактов' на зерно А, количество «плавающих» зерен и межзерновых контактов различных типов. Для каждого из указанных показателей построены графические (см. рисунок) или математические модели связи с глубиной максимального погружения:
■^max = exP(—0,053А?пр +1,532) tHmax = 1,04-4,2 км);
7?тах = 5,36—-0,83 У^кп. 0 (Нтах = 1,0 4-4,2 км);
Ятах = И,86&у+1,10 (Яшах = 1,54-4,5 км);
Ятах = 0,176.10Яа-9,66 (ЯтаХ-1,0 = 4,5 км),
где Ятах — глубина максимального погружения, км; кп. о — открытая пористость глинистых пород, %; ку — коэффициент уплотнения; 10Яа — отражательная способность витринита в воздухе; в скобках указаны интервалы применимости уравнений.
По таким моделям определяются граничные значения поисковых признаков зоны, благоприятной для обнаружения коллекторов порового типа: открытая пористость глинистых пород имеет значение более 2%, коэффициент уплотнения песчано-алевритовых пород составляет менее 0,3 для слабоглинистых и менее 0,25 для глинистых разностей, отражательная способность витринита — менее 80, интервальная скорость — ниже 4,5—5,0 км/с. Учитывая тесную зависимость между интервальной, граничной и средней скоростями, эта группа показателей представляет наибольший интерес для целей прогнозирования. Это объясняется тем, что появляется возможность выделения зон, благоприятных для поисков коллекторов порового типа, и оценки свойств коллекторов в закрытых районах и на шельфе по результатам региональных сейсмических исследований до постановки глубокого бурения./
1 Термин выбран неудачно. Коэффициент уплотнения — отношение плотности породы к ее твердой фазе. (Прим, ред.).
10*147
УДК 552.1 : 53 : 552.54
Е. М. МИРОШНИЧЕНКО, А. Н. АФРИКИН
РЕЗУЛЬТАТЫ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ ОБРАЗЦОВ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД ЗАПАДНО-ТЕПЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На кафедре промысловой геофизики Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина проводили исследования керна, отобранного из подсолевых отложений Западно-Тепловского месторождения Северного борта Прикаспийской впадины с глубины 3000—4500 м в скв. 2-П,
О 0,4 0,8 1,2 1,6 кпв;/, о 12 3 4 5 6 kM*kО 0,4 0,8 1,2 1,6 кпв;/, о 12 3 4 5 6 kM*kРис. 1. Диаграммы распределений открытой; пористости Лп< а а — смешанный тип коллектора (трещинно-кавернозно-пор оные доломитизированные известняки); б — неколлектор (доломитизированные известняки); в —. неколлектор (сильно сульфа- тизированные и заглинизиро- ванные известняки); п — число образцов с определенной пористостью; Sn — суммарное число исследованных образцов
О 0,4 0,8 1,2 1,6 кпв;/, о 12 3 4 5 6 kM*k
О 0,4 0,8 1,2 1,6 кпв;/, о 12 3 4 5 6 kM*k
3-П, 4-П и 7-П. Всего было взято 156 образцов нижнепермского и каменноугольного возраста. Породы характеризуются большой неоднородностью, имеют сложную и разнообразную структуру порового пространства. Для получения более тесных петрофизических зависимостей необходимо было сгруппировать исследуемые образцы с учетом структуры порового пространства.
Таблица i
Значения плотностей твердой фазы и сухой породы для выделенных групп пород
и о О. О У
В У У ;>• Й
Й & со а
о
у
Плотность твердой фазы 6Т, г/см3
1 со
О § 1
Плотность сухой породы 6С, г/см3
У , *
Is
У i У g я
SS
наиболее вероятные значения
У
У
S я
II
наиболее вероятные значения
I
5
2,57
2,97
5
2,20
2,60
II
29
2,42
3,00
2,66—2,78
31
2,35
3,00
2,6—2,7
III
19
2,67
2,93
2,8—2,9
22
2,56
2,87
2,6-2,7
IV
16
2,62
3,04
2,9—3,0
15
2,55
2,99
1 2,85—2,93
На основании петрофизических исследований образцов, а также изучения петрографических описаний и химического анализа выделены коллекторы кавернозного и смешанного типов. '
К коллекторам кавернозного типа отнесены мелкозернистые известковистые доломиты и сильнодоломитизиро- ванные известняки. Основная масса породы представлена разнокристаллическим карбонатным материалом, большинство зерен которого имеет ромбоэдрическую форму. Иногда порода оказывается проросшей пластинчатыми образованиями гипса и ангидрита. Размеры каверн составляют 0,2 X 0,2 до 0,8 X 0,08 мм. Структура обычно смешанная, текстура кавернозная. Коллектор характеризуется достаточно высокой открытой пористостью (Ап. о = 7,14-22,67%) и проницаемостью, изменяющейся в диапазоне 0,04—1514 мД (I группа).
К коллекторам смешанного типа отнесены в различной степени доломитизированные известняки, часто перекристаллизованные, содержащие поры, каверны и микротрещины, органогенные известняки с включениями обломков органических остатков. Значение открытой пористости у смешанного коллектора меняется в пределах 1,34—13,15%, проницаемость 0,006—467 мД (II группа).
ggСТ S&g§S- я о А СЬ S S И В го о %к я яЯя3 я Е- W О ая1 ооОС ОО ср О§3 §8 8^8МО- о'со" ООII II II IIОО ОО ЮМОО оо о, 8 § о о о" о о оVЮО ОО ЮМ ^чЛ Г^О- 0,0, Ю^СО, СО, СО, o'vjT юГг-~ Ю~м" -тК-тню со^6!ОО ооср СОМ Ю СО СО*# ОО ч 14 ОО 0^0 ОО 0.0. 0,0 о"о о"о" осГ о'о"aoheedgo окэиьЛ 4 а 4 л 47 4СОСОСО Г-СО*#ОООi§ О5 я*F1№ s о aЯ « гою г-мо1111 ю-^мо*-нвнчкви-иоявиь-юомСО.IH,ОГ^м"со"СО~-е-ГBBH4KBW-инимо^о"СТ^^г--"-rt'o'"o’"aoneedgo окоиьюсог~*#СО'ГЧ46ЛО Ькк г to о$ 3 Кto к Я о я ГО & Я Я ".я ” я гооо_• о”м"^°-со^*#со1111 ю,оо^о^^гt<СОм"нвнчкви-иэявиО О СО м о, ю м, м^ о" ю о" ю"нвнчквм-иниию о со Ю О 00 со ^Г м" м" оaoheedgo окоиьЮО4#ОМччHodon nnnAdj~ДД>СТ S&g§S- я о А СЬ S S И В го о %к я яЯя3 я Е- W О ая1 ооОС ОО ср О§3 §8 8^8МО- о'со" ООII II II IIОО ОО ЮМОО оо о, 8 § о о о" о о оVЮО ОО ЮМ ^чЛ Г^О- 0,0, Ю^СО, СО, СО, o'vjT юГг-~ Ю~м" -тК-тню со^6!ОО ооср СОМ Ю СО СО*# ОО ч 14 ОО 0^0 ОО 0.0. 0,0 о"о о"о" осГ о'о"aoheedgo окэиьЛ 4 а 4 л 47 4СОСОСО Г-СО*#ОООi§ О5 я*F1№ s о aЯ « гою г-мо1111 ю-^мо*-нвнчкви-иоявиь-юомСО.IH,ОГ^м"со"СО~-е-ГBBH4KBW-инимо^о"СТ^^г--"-rt'o'"o’"aoneedgo окоиьюсог~*#СО'ГЧ46ЛО Ькк г to о$ 3 Кto к Я о я ГО & Я Я ".я ” я гооо_• о”м"^°-со^*#со1111 ю,оо^о^^гt<СОм"нвнчкви-иэявиО О СО м о, ю м, м^ о" ю о" ю"нвнчквм-иниию о со Ю О 00 со ^Г м" м" оaoheedgo окоиьЮО4#ОМччHodon nnnAdj~ДД>м«и СТ яR vo 05 нм«и СТ яR vo 05 нПримечание. Знак Л в индексе означает образцы, изготовленные перпендикулярно напластованию? знак =—параллельно,Примечание. Знак Л в индексе означает образцы, изготовленные перпендикулярно напластованию? знак =—параллельно,Кроме того, были выделены йороды-неколлекторы (III и IV группы). Породы III группы по минеральному составу мало отличаются от коллекторов смешанного типа, однако характеризуются низкими коллекторскими свойствами. Коэффициент открытой пористости у них меняется в пределах 0,34—6,90%, проницаемости 0,012—5,55 мД. В четвертую группу вошли сильно суль- фатизированные и заглинизи- рованные известняки с Ап. о ~ = 0,094-1,72% и проницаемостью, равной 0,003—1,35 мД.
g
g
СТ S
&
g
§
S- я о А С
Ь S S И В го о %
к я я
Я
я
3 я Е- W О а
я
1 о
о
ОС ОО ср О
§3 §8 8^8
МО- о'со" ОО
II II II II
ОО ОО ЮМ
ОО оо о, 8 § о о о" о о о
V
ЮО ОО ЮМ ^чЛ Г^О- 0,0, Ю^СО, СО, СО, o'vjT юГг-~ Ю~м" -тК-тн
ю со^
6!
ОО ооср СОМ Ю СО СО*# ОО ч 14 ОО 0^0 ОО 0.0. 0,0 о"о о"о" осГ о'о"
aoheedgo окэиь
Л 4 а 4 л 47 4
СОСОСО Г-СО*#ООО
i
§ О
5 я*
F
1
№ s о a
Я « го
ю г-мо
1111 ю-^м
о*-
нвнчкви
-иояви
ь-юом
СО.IH,ОГ^
м"со"СО~-е-Г
BBH4KBW
-иним
о^о
"СТ^^
г--"-rt'o'"o’"
aoneedgo окоиь
юсог~
*#СО'ГЧ
46
Л
О Ь
к
к г to о
$ 3 К
to к Я о я ГО & Я Я ".я ” я го
оо_
• о”м"^°-
со^*#со
1111 ю,оо^о^
^гt<СОм"
нвнчкви
-иэяви
О О СО м о, ю м, м^ о" ю о" ю"
нвнчквм
-инии
ю о со Ю О 00 со ^Г м" м" о
aoheedgo окоиь
ЮО4#О
Мчч
Hodon nnnAdj
~ДД>
СТ S
&
g
§
S- я о А С
Ь S S И В го о %
к я я
Я
я
3 я Е- W О а
я
1 о
о
ОС ОО ср О
§3 §8 8^8
МО- о'со" ОО
II II II II
ОО ОО ЮМ
ОО оо о, 8 § о о о" о о о
V
ЮО ОО ЮМ ^чЛ Г^О- 0,0, Ю^СО, СО, СО, o'vjT юГг-~ Ю~м" -тК-тн
ю со^
6!
ОО ооср СОМ Ю СО СО*# ОО ч 14 ОО 0^0 ОО 0.0. 0,0 о"о о"о" осГ о'о"
aoheedgo окэиь
Л 4 а 4 л 47 4
СОСОСО Г-СО*#ООО
i
§ О
5 я*
F
1
№ s о a
Я « го
ю г-мо
1111 ю-^м
о*-
нвнчкви
-иояви
ь-юом
СО.IH,ОГ^
м"со"СО~-е-Г
BBH4KBW
-иним
о^о
"СТ^^
г--"-rt'o'"o’"
aoneedgo окоиь
юсог~
*#СО'ГЧ
46
Л
О Ь
к
к г to о
$ 3 К
to к Я о я ГО & Я Я ".я ” я го
оо_
• о”м"^°-
со^*#со
1111 ю,оо^о^
^гt<СОм"
нвнчкви
-иэяви
О О СО м о, ю м, м^ о" ю о" ю"
нвнчквм
-инии
ю о со Ю О 00 со ^Г м" м" о
aoheedgo окоиь
ЮО4#О
Мчч
Hodon nnnAdj
~ДД>
м
«и СТ я
R vo 05 н
м
«и СТ я
R vo 05 н
Примечание. Знак Л в индексе означает образцы, изготовленные перпендикулярно напластованию? знак =—параллельно,
Примечание. Знак Л в индексе означает образцы, изготовленные перпендикулярно напластованию? знак =—параллельно,
Кривые на рис. 2«пт10,113,4320,662,1431,551,3843,060,92Кривые на рис. 2«пт10,113,4320,662,1431,551,3843,060,92Таблица 3Значения ап и т для кривых Рп = / (fcn. о)Таблица 3Значения ап и т для кривых Рп = / (fcn. о)Рис. 2. Зависимость параметра пористости Рп от коэффициента открытой пористости кп, о.Рис. 2. Зависимость параметра пористости Рп от коэффициента открытой пористости кп, о.
Кривые на рис. 2
«п
т
1
0,11
3,43
2
0,66
2,14
3
1,55
1,38
4
3,06
0,92
Кривые на рис. 2
«п
т
1
0,11
3,43
2
0,66
2,14
3
1,55
1,38
4
3,06
0,92
Таблица 3
Значения ап и т для кривых Рп = / (fcn. о)
Таблица 3
Значения ап и т для кривых Рп = / (fcn. о)
Рис. 2. Зависимость параметра пористости Рп от коэффициента открытой пористости кп, о.
Рис. 2. Зависимость параметра пористости Рп от коэффициента открытой пористости кп, о.
Для всех выделенных групп пород изучены основные петрофизические •свойства (плотность твердой фазы 6Т, плотность сухой породы 6с, общая кп и открытая пористость кп. о, газопроницаемость Дпр, удельное электрическое сопротивление рп). Результаты определений этих параметров для всех групп пород представлены в табл. 1 и 2. В них даны минимальные, максимальные и наиболее вероятные значения физических свойств.
На рис. 1 показаны диаграммы распределений открытой пористости, измеренной на образцах II, III и IV групп пород. Диаграммы показывают пределы изменения коэффициента открытой пористости и наиболее часто встречающиеся •его значения. Из табл. 1, 2 и рис. 1 следует, что наибольшими плотностями ха-
Группы пород: I — кавернозные доломиты, II — порово-кавернозно-трещинные доломитизированные известняки и известковистые доломиты, III — доломитизированные известняки и известковистые доломиты, IV — сульфатизированные и глинистые известняки: пунктиром показана предполагаемая зависимость
рактеризуются породы IV группы. Лучшие коллекторские свойства имеют породы I группы, представленные коллекторами кавернозного типа. Далее следуют породы II группы, являющиеся коллекторами смешанного типа.
В результате проведенных работ по определению удельных электрических сопротивлений образцов пород рп и открытой пористости кп. 0 получены основные зависимости между параметром пористости Рп = рп/рв (рв — удельное сопротивление пластовой воды) и коэффициентом открытой пористости кп. о- Зависимость Рп — / (кп. о) удовлетворяет эмпирическому уравнению
где ап — постоянная величина для пород определенного типа; т — структурный показатель, характеризующий влияние на величину удельного электрического сопротивления породы структуры порового пространства.
На основании приведенного уравнения были рассчитаны значения а и т для каждой группы пород на рис. 2 (см. табл. 3).
Сравнительно небольшой разброс точек около осредняющих линий в достаточно широком диапазоне пористости, особенно для пород-коллекторов II группы, позволяет эффективно использовать зависимости Рп от кп. о для опре- 450
деления коэффициента открытой пористости по удельному электрическому сопротивлению водоносных карбонатных пород при условии точного определения последнего.
В результате проведенных работ получены следующие результаты:
изучены основные петрофизические свойства карбонатных пород Западно- Тепл овского месторождения;
на основании петрофизических исследований образцов, а также изучения их петрографических описаний и химического анализа выделены типы кар- бонатныл коллекторов на этом меторождении;
3) для каждого типа коллекторов уточнены зависимости Рп = / (&п. о) г которые могут быть использованы при интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин.
УДК 552.541 (470.57)
А. В. ЯРОШЕНКО
ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПУСТОТНОЕ ПРОСТРАНСТВО БИОГЕРМНЫХ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД
(НА ПРИМЕРЕ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОГО ПРИУРАЛЬЯ)
Были исследованы продуктивные разрезы рифовых массивов, расположен* ных в Южном Приуралье южнее г. Мелеуза на протяжении более 100 км. Установлено, что в этом направлении вместе с увеличением абсолютной глубины залегания подсолевых карбонатных пород с —1266,0 (скв. 14 Кумертау) до —2024 м (скв. 52а Совхозная) намечается тенденция к уменьшению их открытой пористости и проницаемости (см. таблицу). Литологическое изучение образцов керна позволило выделить две группы факторов, формирующих коллекторскую емкость, биогермных карбонатных пород: долитификационные и послелитификационные.
При изучении Стерлитамакских шиханов [2] было установлено, что био- гермные породы в пределах рифових массивов Южного Приуралья залегают спорадически в виде отдельных линз и включений неправильной формы, пространство между которыми заполнено детритовыми и шламовыми известняками иногда с хорошо цыраженной слоистостью, характерной для нормально осадочных образований. Та же закономерность выявляется и при изучении рифовых массивов по скважинам разведочных площадей. В достаточно полно освещенных керновым материалом разрезах наблюдается чередование биогермных разностей известняков с органогенными и детритовыки. Долитификационные и послелитификационные процессы в этих известняках проявляются по-разному и определяют формирование различных типов коллекторов и порядок величин пористости.
К долитификационным факторам, определяющим коллекторскую емкость биогермных пород, относятся их структура и характер цементации. Структура контролируется жестким каркасом, созданным взаимным расположением скелетов биогермообразователей (водорослей, мшанок, гидрактиноидов, строматолитов, кораллов) еще при жизни последних. В этот же период происходит нарастание мелких скаленоэдрических кристаллов кальцита в виде корок толщиной 0,05—0,5 мм. Скаленоэдрический кальцит образует одну или несколько зонг внедряющихся друг в друга и формирующих крустификационный цемент. Между зонами нарастающего кальцита остаются пустоты угловатой, треугольной или неправильной формы размером до 0,5—1 мм, представляющие собой постинкрустационные поры. Крустификационный цемент способствует сохранению первичной структуры породы вплоть до ее полной литификации [1]. В ряде случаев помимо цемента такого типа в «карманах» между отдельными скелетами организмов скапливается микрозернистый кальций хемогенного или органогенного (копролиты) генезиса. Это замедляет развитие крустификационных корок и способствует формированию в биогермных известняках участков с базальным типом цементации (рис. 1). Структура порового пространства всех разностей биогермных пород отличается большой устойчивостью и практически не нарушается при их погружении на глубину в несколько километров.
Коллекторские свойства карбонатных пород рифовых массивов Южного Приуралья
в я
Открытая пористость, %
Проницаемость, мД
-
й 2 к о а ф S о щ
Глубина, м
5
со © и
ф а и °« о « § Й О У 51
■&к
§ у 1g и S
Глубина, м.
1 а го
И
А 68
Ч Ч о V
Уа
ш и «у
-303
| -1355,6-1430,8
|Pia
Озерки
1 Р.а
| - | 88,00
| 73
| 8,74|-1416,2-1423,2
3
-1505,6-1548,0
PiS t
KJ 53
мс р т а у
11,55 -1505,0-1633,1
Р^ t
3
8,60
-1552,0-1564,5
Pxa
10
11,45-
—
•—.
—
13
-1430,3-1528,6
PiS t
48
8,19 -1495,1-1523,5
PiS t
3
26,90
—1528,6—1551,2
Р1&
50
5,37-
-—.
—
—
14
—1266,0—1279,0
Piar—s
24
3,31—
—
—
—
31
-1502,5-1564,0
PiS t
23
3,31-
—
—
—
32
-1416,1-1577,4
Ргаг—s
26
3,22-
—
—
—
' 33
—1327,8—1542,6
(U PiS t
35
6,95-
—
—
58
—1472,0—1530,0
PiS t
17
10,61-
—
—
—
-1530,4-1573,1
Pia
26
16,01-
—
—
—
26
-1761,4-1819,9
IPia
M а я ч н а я
32 I 5,03 I-
-
-
12
-1599,7-1643,5
iPia
12
6,781-
-
-
6
—1578,5—1643,0 jP^st
К
37
13лаир
2,36 |
-
—
2
-1793,1-1833,5
П
PiS t
p 0
20
<опьевка
8,81 -1793,1-1833,5
PiSt
8
He-
—
-—
— -1817,0-1815,1
PiS t
1
npo- ницае- мые 18,00
1
—1861,0—1979,0
PiS t
Я к у П О В О
15 I 7,00 I—
-
11
-1808,0-1851,2
PiS t
42
3,56 1. -
-
— .
2
^1859,7-1908,15
^
PiS st
И X
21
а й л о в к а
3,17—
—1908,15—2038,15
PiS t
120
3,21—
—
—
—
4
—1882,2—1990,5
PiS st, (?)
69
4,90—
—
—
4а
-2158,4-2176,5
PiS st
6
11,03— ■
—
—
—
-42
—1764,5-1917,7
Piar
Сов
115
х о з н а я
1,54 —1817,0—1917,7
Piar
14
0,342
•
-1926,0-1974,3
P1S
13
2,18 -1926,0-1974,3
PiS
10
2,754
43
—1485,0—1694,7
Piar
35
1,10 -1663,8-1666,4
Piar
3
0,01
45
-1651,3-1660,3
Ptk fl
15
3,57-
—
—•
—
Продолжение табл.
1
1 о а
о И
Открытая пористость, %
Проницаемость, мД
Глубина, м
О
го m
1S
§
0 £5 и a
Глубина, м
В
i
° *8 О ® h
•8.Щ AM is as
45
-1714,8-1717,8
Ptar
9
2,79
--
50
—1788,3—1862,2
Р^аг
224
3,87
—
—
—
—
50
-1862,2-1953,3
P1S
50
4,07
-1951,8-1953,3
P1S
4
0,141
51
-1703,5—1842,7
Pjar
31
4,01
-1711,0-1797,7
Ргаг
3
0,25
-1875,8-1942,8
P1S
16
2,40
—1942,6—1942,8
P1S
3
0,46
52
-1734,0-1735,0
Ргк fl
2
2,35
—
—
—
-1790,0—1812,5
P]ar
34
1,44
—
.—
—
—
52а
—2024,0—2035,9
P^r
9
3,84
—2024,0—2033,9
Pjar
6
0,75
53
-1755,8—1825,5
P^r
50
3,84
—-
_
—
—
53
—1833,7—1904,5
P1S
20
4,81
■ —
—
—
—
54
-1671,0-1816,1
P^r
307
4,80
—1688,3—1816,1
Piar
74
4,05
54
-1842,0-1847,6
P1S
15
5,20
—1842,0—1947,6
P1S
5
3,02
55
—1722,0—1864,2
Pjar
59
1,29
—
—
—
55
—1966,0—1970,0
P1S
3
17,30
—
—
—
—•
55а
-1829,4-1844,6
Pik fl
49
1,04
—
—
—
—
55а
-1852,1-1875,8
P,ar
22
1,32
—
—
—
—
55а
-1898,0-1937,0
P1S
39
1,29
—
—
—
—
56
-1574,5-1752,5
P^r—s
325
4,53
-1574,5—1752,5
Ргаг—s
42
7,29
59
-1236,8-1426,3
Ргаг
30
3,07
—
—
—
—
61
-1606,6-1781,7
Р,аг
187
5,01
—1644,8—1739,4
P^r
13
1,00
61
-1781,7-1832,4
P1S
23
5,69
—
—
—
_
63
-1806,9-1832,2
P^r—s
17
5,21
-1806,9-1832,3
P^r—s
6
0,57
Примечание. В графах 2 и 6 даны абсолютные отметки.
Детритовые породы, образующиеся на периферии рифовых тел и сложенные разрушенными и частично окатанными скелетами биогермообразователей, раковинками фораминифер, члениками иглокожих, створками брахиопод, имеют базальный тонко- и микрозернистый цемент кальцитового или кальцит-доломи- тового состава. Тип коллектора для этих пород — поровый. Погружение на глубины 2—3 км приводит к уменьшению коллекторской емкости пород на 2—3%. без изменения типа коллектора.
Послелитификационные преобразования известняков, проявившиеся наиболее ярко в исследованных разрезах, были вызваны гипергенными процессами, свя- занцыми с континентальными перерывами, а также сульфатизацией пород и уплотнением их под действием гидростатического давления вышележащих толщ. В образовании системы открытых закономерно ориентированных трещин основная роль принадлежит тектоническому фактору. История геологического развития Кумертауской группы массивов свидетельствует о том, что после формирования они были выведены на поверхность в зону гипергенеза. Как видно из приведенной выше таблицы, на этих площадях артинские отложения достоверно не установлены. Д. Ф. Шамовым [3] отмечались размывы в кровле артинских и сакмарских отложений или распространение в соответствующем им стратиграфическом интервале темных известково-глинистых пород с остатками одиночных ругоз, табулят и брахиопод.
В скважинах Совхозного массива и расположенных южнее перерыв в осадконакоплении по времени был менее значительным и фиксируется лишь в разрезах присводовой части рифовых тел, где отмечаются брекчированность известняков и включения сульфатов.
Выведение пород в зону гипергенеза сопровождалось развитием в них процессов выщелачивания и перекристаллизации. Выщелачивание способствовало частичному растворению крустификационных корок на фрагментах организмов и тонкозернистого кальцита, а также растрескиванию пород. Последующее отложение кунгурских солей привело к заполнению части вновь образованных пустот и трещин яснозернистым ангидритом и кальцитом. Поэтому открытая пористость в присводовых частях массивов, как правило, имеет меньшую величину, чем в условиях более глубокого залегания биогермных известняков (см. таблицу). Коллекторская емкость биогермных пород, подвергшихся действию
Рис. 1. Известняк мшанковый с детритом иг- локожих, нефтенасыщенный.Рис. 1. Известняк мшанковый с детритом иг- локожих, нефтенасыщенный.Нефть заполняет пустоты в скелетах мшанок и трещины, секущие их; характер порового пространства определяется в основном первичной структурой породы; Совхозная, скв. 61, артинский ярус, увеличение 15Нефть заполняет пустоты в скелетах мшанок и трещины, секущие их; характер порового пространства определяется в основном первичной структурой породы; Совхозная, скв. 61, артинский ярус, увеличение 15Рис. 2. Известняк биогермный нефтенасы- щенный.
Рис. 1. Известняк мшанковый с детритом иг- локожих, нефтенасыщенный.
Рис. 1. Известняк мшанковый с детритом иг- локожих, нефтенасыщенный.
Нефть заполняет пустоты в скелетах мшанок и трещины, секущие их; характер порового пространства определяется в основном первичной структурой породы; Совхозная, скв. 61, артинский ярус, увеличение 15
Нефть заполняет пустоты в скелетах мшанок и трещины, секущие их; характер порового пространства определяется в основном первичной структурой породы; Совхозная, скв. 61, артинский ярус, увеличение 15
Видны каверны выщелачивания и субвертикальные трещины, заполненные нефтью; кол- .лекторская емкость породы определяется в основном послелитификационными факторами. Кумертау, скв. 41, сакмарский ярус, 3/4 натуральной величины
гипергенных процессов, связана с первичными межфрагментарными пустотами (размер 0,02—1,00 м) и вторичными пустотами выщелачивания (0,05—5,00 мм). Форма пустот угловатая, неправильная. Выщелачиванию нередко подвергаются -скелеты организмов, и контуры пустот повторяют их очертания. Поры и каверны соединяются открытыми микротрещинами субгоризонтального и субвертикаль- ного направлений. Формируется порово-трещинный тип коллектора (рис. 2).
В тех участках разреза, которые меньше затронуты послелитификацион- ными процессами, как правило, сохраняется первичная пористость с присущим ей характером пустотного пространства. Так, в Кумертауской группе месторождений пористость известняков артинского и верхней части сакмарского (Стерлитамакский горизонт) ярусов составляет 2,36—3,31% (Казлаир, скв. 6 — Кумертау, скв. 31), а в породах тастубского горизонта достигает 11,55% (Кумертау, скв. 3), ассельского яруса — 16,01% (Кумертау, скв. 58).
Подобное явление наблюдается й в скважинах Совхозного месторождения. В присводовых частях массива в разрезе филипповского горизонта открытая пористость составляет 1,04—3,57% (Совхозная, скв. 55а — скв. 45), артинского .яруса 1,10—5,21% (Совхозная, скв. 43 — скв. 63), а в разрезах сакмарского яруса достигает 17,30%. (Совхозная, скв. 55). Такая же тенденция характерна
для величин проницаемости. Средние значения пористости Совхозного месторождения на 2—3% ниже пористости одновозрастных отложений Кумертауских массивов. Последнее связано с изменением абсолютной глубины залегания пород и их уплотнением под действием гидростатического давления. Тип коллектора — порово-трещинный, участками каверново-трещинный. В биогермных и детритовых известняках первичные пустоты нередко сохраняются внутри скелетов органогенных остатков, например, колоний мшанок и заполняются флюидами.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Гмид Л. П., Леви С.Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов. — «Труды ВНИГРИ», 1972, вып. 313.. 176 С. С ил.
Нижнепермский биогермный массив Шахтау (Башкирия). — «Бюлл.МОИП. Отд. геол.», 1970, вып. 4, с. 46—59 с ил. Авт.: И. К. Королюк, И. А. Кириллова, Е. Л. Мела- муд, Д. М. Раузер-Черноусова.
Шамов Д. Ф.Фации сакмаро-артинских отложений Ишимбайского Приуралья,— «Труды УфНИИ», 1957, вып. 2, с. 3—77 с ил.
УДК 552.5 (470.63)
Ю. В. ТЕРНОВОЙ, Н. Г. СУЛЕЙМАНОВ, Г. С. КОРНЕЕВ
РОЛЬ НЕКОТОРЫХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА СВОЙСТВАПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗОНАХЧЕРНОЛЕССКОЙ ВПАДИНЫ
Основные перспективы открытия нефтяных и газоконденсатных месторождег- ний в Ставропольском крае, как и в целом по Предкавказью, связываются с глу- бокопогруженными зонами, так как большинство крупных ловушек на глубинах до 3000 м уже разбурено. В этом отношении Чернолесская впадина оценивается как перспективный район для поисков новых газоконденсатных месторождений. Практический интерес для выявления скоплений газа представляют нижнемеловые отложения в северной и западной частях региона и подсолевые ниже- и сред- , неюрские — в юго-восточной части.
Нижнемеловые отложения, представленные преимущественно песчано-алевритовыми и разделяющими их глинистыми породами, имеют региональное распространение. На основании корреляции и фаунистических исследований выделяется до И песчано-алевритовых пачек. В зоне сочленения со Ставропольским сводом наблюдается постепенное стратиграфическое выклинивание отложений неокома и частично апта.
Юрские отложения в Чернолесской впадине развиты в наиболее погруженных зонах — центральной (3000—6000 м) и юго-восточной (4000—8000 м). Нижнеюрские отложения глубокими скважинами не вскрыты, но по аналогии с разрезами р. Баксана, выходящими на дневную поверхность, представлены главным образом алевролитами с линзовидными пластами песчаников. Среднеюрские нефтегазоматеринские породы сложены преимущественно глинистыми отложениями. Верхнеюрский комплекс, вскрытый на Советской, Отказненской, Марьинской и других площадях, представлен в основном карбонатными и суль- фатно-галогенными образованиями, являющимися надежными покрышками. В зоне развития хемогенных отложений формируются зоны аномально-высоких пластовых давлений.
От палеогена до современного периода Чернолесская впадина испытывала постоянное погружение. Инверсионные этапы отличались кратковременной продолжительностью. Это, несомненно, сказывалось на формировании коллекторских свойств мезозойских отложений.
На емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов, приуроченных к глубинам 3000—7000 м, влияет несколько факторов — глубина (на наш взгляд, лучше говорить о геостатической нагрузке на скелет породы и ее продолжительности), температура, давление и др. Влияние глубины погружения отложений
Рис. 1. Схема изменения коллекторских свойств и термобарических условий альбских отложений Чернолесской впадины.
1 __ глубокие скважины (числитель — номер скважины, знаменатель — глубина залегания кровли отложений); 2 — граница Чернолесской впадины; з — изолинии открытой пористости, %; 4 — изотермы по поверхности отложений, °C; 5 — границы выклинивания пачек; в — линии равной аномалийности пластовых давлений; зоны развития относительной песчанистости: 7 — до 30%, 8 — 30—50%, 9 — 50% и более; 10 — границы зон развития песчанистости
и увеличение температуры (140—170° С) отчетливо фиксируются на величинах открытой пористости и проницаемости для гранулярных пород-коллекторов различных ярусов нижнемеловых отложений. С целью сопоставления выбраны одновозрастные породы, почти идентичные по строению и условиям осадконакопления.
Песчано-алевритовые пачки альбского яруса на севере в районе сочленения впадины с Мирненско-Арзгирской структурной зоной, залегающие на глубинах 2500—2800 м, имеют пористость около 30% и проницаемость до 30 мД (рис. 1). Радиус пор коллекторов меняется в пределах 1—10 мкм.
К юго-западу от указанной зоны (площади Журавско-Мирненская, Журав- ско-Благодарненская и Журавско-Северная) коллектор сложен разнозернистыми алевролитами глауконито-кварцевого состава. Цементирующим веществом (содержание 10—45%) является глинистый и углисто-глинистый, реже известковистый материал. Тип глинистого цемента поровый, реже базальный, углисто- глинистого — базальный и поровый, редко пленочный и крустификационный. Плотность алевролитов составляет 2,62—2,37 г/см8.
Южнее (Журавская, Китаевская, Александровская и Южно-Чернолесская площади) в связи с погружением коллекторов в зону, соответствующую газовой и жирной ступеням углефикации (на 500 м), происходит уменьшение открытой пористости до 15% и проницаемости — до долей миллидарси. Наблюдается увеличение пор размером до 1 мкм в диапазоне 30—80%.
В юго-восточной части впадины в пределах Степновского выступа (скв. 2 и 4 Степновские) коллекторы альбского яруса представлены песчаниками разнозернистыми, глинисто-алевритистыми, глинисто-углистыми, кварцевыми и глинистыми, главным образом неизвестковистыми. Цемент (содержание 10—30%) глинистый. Тип цемента по отдельным образцам поровый. Местами отмечается катагенетическая перекристаллизация.
Резкое снижение пористости в юго-западной части впадины до 10% связано с замещением песчано-алевритовой фации глинистой, а также вторичными изменениями в коллекторах, возникшими в результате орогенических движений, которые привели к формированию Армавиро-Невйнномысского вала.
Коллекторы аптских отложений также ухудшаются к югу и юго-западу от Мирненско-Арзгирской структурной зоны. Пористость уменьшается в диапазоне 30—15%, проницаемость — от 19 до сотых долей миллидарси. Глубина залегания подошвы аптского яруса возрастает в пределах 3000—3700 м, а к юго-востоку до 4000—4100 м при его мощности 50—300 м (рис. 2).
В северной и северо-западной бортовых зонах Чернолесской впадины коллекторы яруса представлены алевролитами и песчаниками. Алевролиты, глауконито-кварцевые, реже полевопшато-кварцевые, мелко- и крупнозернистые. Цемент (содержание 10—30%) глинистый, углисто-глинистый, карбонатный, реже глинисто-слюдистый. Тип цемента поровый, базальный, реже пленочный и крустификаццонный. Песчаники глауконито-кварцевые, реже полевошпато- кварцевые, мелко- и тонкозернистые. Цемент (содержание 10—15%) глинистый, углисто-глинистый, в меньшей мере карбонатный и глинисто-слюдистый. Тип цемента поровый, базальный, пленочный и крустификационный. Плотность алевролитов и песчаников составляет 2,71—2,35 г/см3. В пределах Степновского выступа коллекторами являются песчаники тонко- и мелкозернистые, глинистые, глинисто-глауконитовые, кварцевые, в основном неизвестковистые. Цемент (содержание 20—30%) глинистый, по типу поровый, редко базальный. Изредка присутствует органическое вещество (антраксолит) и наблюдается сильное уплотнение песчаного материала.
Неокомские отложения (подошва) погружаются е севера на юг от 3000 до 4000 м, а на юго-восток — до 4500—4700 м при мощности 100—700 м. Породы- коллекторы неокома по сравнению с аптом характеризуются более низкими емкостно-фильтрационными свойствами. В пределах северного и северо-западного бортов впадины, по данным скв. 1 Журавско-Мирненской, 1 и 2 Журавско- Благодарненских, 1 и 2 Журавско-Северных, открытая пористость составляет 1,5—15,0%, абсолютная проницаемость равна 1,00—0,09 мД (рис. 3).
Коллекторы сложены в основном песчаниками и алевролитами. Песчаники кварцевые, глауконито-кварцевые, известковистые, мелко- и среднезернистые. Отмечаются вторичные изменения — зерна кварца трещиноватые, давленные.
Рис. 2. Схема изменения коллекторских свойств и термобарических условий аптских отложен» Черно лесс кой впадины.
Условные обозначения те же, что и на рис. 1
Рис. 3. Схема изменения коллекторских свойств и термобарических условий неокомских отложений Чернолесскои впадины.
Условные обозначения те же, что и на рис. 1; 11 — зона отсутствия неокомских отложений
Цемент (содержание 15—25%) глинистый, глинисто-слюдистый и глинисто-кар- бонатный. В нижней части он представлен гидроокислами железа. Тип цемента поровый, базальный, реже крустификационный, в нижней части пленочнопоровый. Алевролиты полевопшато-кварцевые, глауконито-кварцевые, сильноглинистые, мелко- и крупнозернистые. Цемент (содержание 15—25%) глинистый и глинисто-слюдистый. Тип цемента поровый, базальный и крустификационный. Плотность пород 2,67—2,40 г/см8.
К юго-востоку (скв. 2 и 4 Степновские) коллектор представлен песчаниками разнозернистыми, глинисто-известковистыми. Наблюдается катакластическое изменение зерен кварца. Цемент (содержание 10—30%) глинистый, известковистый, по типу поровый и базальный.
Влияние отмеченных выше факторов обусловило размещение различных классов коллекторов по региону — на севере преимущественно распространены коллекторы III—IV классов (по А. А. Ханину), а на юге V—VI.
В пределах Чернолесской впадины по мезозою установлена Журавская геотермическая аномалия, центр которой приурочен к осевой части впадины. Указанная аномалия проявляется по всем отложециям, но особенно четко в нижнемеловых и юрских. От центральной части впадины к бортам отмечается понижение температуры: по альбским отложениям в пределах 150—110° С, аптским — 160—90° С, неокомским — 165—400°_С, юрским — 190—140° С.
Градиент уменьшения открытой пористости особенно заметен для района Журавской геотермической аномалии, характеризующейся нормальными пластовыми давлениями. Здесь в результате воздействия высоких температур наблюдаются наиболее низкие емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов. Однако воздействие температуры проявляется не во всех зонах впадины.
К юго-востоку от Журавской геотермической аномалии в районе Советской, Сухопадинской, Курской, Марьинской, Отказненской, Соломенской и Степновской площадей отмечаются повышенные значения пластовых давлений. Коэффициент аномалийности увеличивается в юго-восточном направлении до максимальных значений в районе Курской и Сухопадинской площадей. По альбским отложениям он достигает величины 1,25, по аптским — 1,35 и по неокомским — 1,3°.'/
Для пород-коллекторов глубокопогруженных зон в юго-восточной част/* впадины характерно противоположное воздействие температуры по отношеву к аномально-высоким пластовым давлениям. Если температура, как установлю В. М. Добрыниным х, снижает пористость, то аномально-высокие давления,! оборот, способствуют сохранению емкостно-фильтрационных свойств по/ коллекторов вследствие низкой сжимаемости пластовых флюидов. Указав явление проявляется в альбских, аптских и неокомских отложениях н<у хопадинской, Советской и Курской площадях, где пористость возрастав 15-20%."/
В гранулярных коллекторах нижнемеловых отложений широко ра трещиноватость, что подтверждается получением интенсивных притоков шЬ»^. вой воды при опробовании скважин и поглощением глинистого раствора в процессе бурения. Для выяснения характера распространения коллекторов трещинно-порового типа по разрезу и региону необходимо выполнение детальных исследований. С целью достоверной оценки нефтегазоносности нижнемеловых пород-коллекторов необходимо провести тщательные испытания с применением самых совершенных методов вскрытия пластов.
Наиболее сложен вопрос о перспективах нижней и средней юры. Прогноз коллекторских свойств нижне-среднеюрских отложений, проведенный нами по методике В. М. Добрынина (1968),- показывает, что гранулярные породы-коллекторы с открытой пористостью, равной примерно 20% на глубине 3000 м, опущенные на глубины 6000 и 7000 м (геотермическая ступень 33 м/° С), будут иметь пористость соответственно 7 и 5%. Однако, как показано выше, если в этих отложениях будут наблюдаться аномально-высокие пластовые давления, то на указанных глубинах можнО встретить удовлетворительные (с учетом эпигенетической пористости) по емкостным свойствам коллекторы для газа.
Межсолевые карбонатные' отложения верхней юры вскрыты отдельными скважинами. Они залегают на глубинах около 4000 м и находятся в условиях аномально-высоких (1000—1500 кгс/см) пластовых давлений, что способствует сохранению емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов трещинного типа. Однако коллекторские свойства межсолевых карбонатных пластов резко меняются на сравнительно небольших расстояниях (смена проницаемых зон непроницаемыми), как это отмечено на Марьинской площади.
Наибольшая трещиноватость, а следовательно, и наличие высокопроницаемых участков ожидаются на границе Черн одесской впадины с Минераловодским выступом, которые сочленяются посредством системы тектонических нарушений. Особое внимание при поисках залежей нефти и газа в верхнеюрских карбонатных отложениях следует уделить зонам перерывов в осадконакоплении и выявлению возможных рифтовых массивов.
УДК 552.5 : 551.73
К. X. БАКИРОВ, М. А. ЧИМБУЛАТОВ, Н, М. ШКОНДИНА, А. В. ЯКОВЛЕВ
ЗОНЫ, БЛАГОПРИЯТНЫЕ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВНЕФТИ И ГАЗА В ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
ПАЛЕОЗОЯ ШИРКАЛИНСКОГО СВОДА
Ширкалинское сводовое поднятие расположено в бассейне среднего течения р. Эмбы и представляет собой крупный положительный структурный элемент окраинной части юго-восточного угла Прикаспийской впадины.
Подсолевой комплекс отложений имеет здесь мощность от 2,5—3,0 км на вершинах свода до 5—6 км на его склонах. По данным пробуренных скважин в состав подсолевого комплекса входят породы нижней перми, верхнего и среднего карбона до подольского горизонта включительно. По аналогии с соседними районами в подсолевом разрезе должны присутствовать также отложения среднего карбона (древнее подольского горизонта), нижнего карбона и верхнего девона. Сравнение с разрезами Оренбургского и Жигулевско-Пугачевского сводов дает основание предполагать здесь толщи среднего и нижнего девона, а в погруженных участках и бавлинских отложений.
Коллекторами нефти и газа в рассматриваемом районе могут служить различные породы. В преимущественно терригенной толще нижней перми коллекторскими свойствами могут обладать породы обломочного происхождения: алевролиты, песчаники, гравелиты и конгломераты. Состав их граувакковый со значительной сингенетичной цементацией карбонатным и глинисто-карбонатным материалом. Пористость и проницаемость этих пород изучена по небольшому числу образцов, поднятых из скв. Г-1 Жанажол, Г-4 Курсай и П-35 Каратюбе. По данным исследования образцов, общая пористость колеблется в пределах 3,1—14,9% (39 образцов), открытая — 2,65—12,89 (38 образцов). Они непроницаемы или слабопроницаемы (межзерновая проницаемость достигает 2,45 мД). Несмотря на небольшое число изученных образцов, эти данные можно считать в целом достаточно представительными для общей характеристики коллекторских свойств пород всей мощной толщи отложений докунгурской перми. Такое заключение возможно сделать по аналогии с Актюбинским Приуральем, для которого, как и для территории Ширкалинского свода, областью сноса обломочного материала явились складчатые сооружения герцинского обрамления Прикаспийской впадины. Примерно одинаковым было расстояние переноса обломков и условия седиментации осадков.
В Актюбинском Приуралье, по нашим обобщениям х, обломочные породы относятся к грауваккам и имеют цемент карбонатного, глинисто-карбонатного,
редко другого состава различных типов: базального, порового, соприкосновс ний и др. Иногда встречаются уплотненные пески и слабосцементированные пес чаники с незначительным количеством цементирующей массы. Средняя oбщaJ пористость для песчаников артинского яруса, как и на Ширкалинском своде низкая и составляет всего около 11,5% (429 образцов). В ассельском и сакмар ском ярусах нижней перми этот показатель снижается до 10,5% (217 образцов) Следует заметить, что около 10% изученных образцов имеют открытую пори стость, превышающую средние значения. В отдельных образцах емкость меж зернового пространства достигает более 20%, а в песках — 39%. Такие же по роды с повышенной пористостью могут быть встречены в отдельных интервала? разреза докунгурской перми и на территории Ширкалинского свода.
Наряду с элементами сходства в геологической истории развития нижнее перми указанных регионов отмечены и различия, вызванные особенностями геотектонических условий. В частности, Ширкалинский свод располагается на платформе, тогда как Актюбинское Приуралье входит в состав Зилаирско-Актюбин- ского синклинория. В связи с этим мощность докунгурской перми на Ширкалинском своде меньше, а карбонатность пород в общем должна быть больше. За счет большого содержания карбонатного цемента и средние значения пористости должны быть меньше, чем в*Актюбинском Приуралье. Однако более спокойные платформенные условия накопления осадков могут обусловить наличие большого числа слоев с хорошей сортировкой обломочных зерен и повышенной пористостью.,<
В Актюбинском Приуралье широким распространением пользуется тектоническая трещиноватость пород (1972), при этом многие трещины имеют значительную раскрытость (до нескольких миллиметров и более). На Ширкалинском своде тектоническая трещиноватость пород также может быть развита, но раскрытость трещин здесь должна быть меньшей, обычной для платформенных условий (первые десятки и сотни микрометра).
С учетом приведенных данных на территории Ширкалинского сводового поднятия в терригенной толще нижней перми предполагается преимущественное Развитие порово-трещинных коллекторов с низкой открытой пористостью, оллекторы того же типа, но с повышенной пористостью, по-видимому, распространены здесь меньше и присутствуют в виде отдельных редких слоев, представленных слабосцемецтированными хорошо отсортированными обломочными породами и песками с высокой пористостью.
Коллекторские свойства карбонатных пород каменноугольной системы изучены недостаточно (скв. Г-1 Жанажол). По данным исследований общая пористость известняков (12 образцов) и доломитов (два образца) меняется в диапазоне 1,3—8,9%, а открытая (два образца) — 0,68—1,23%. О коллекторских свойствах этих пород можно судить также по результатам испытания открытого ствола скв. Г-1 Жанажол в интервале 3004—3056 м (мячковский горизонт) пла- стоиспытателем. При этом было извлечено из пластов 13,32 м3 ранее задавленного в них глинистого раствора плотностью 1,12—1,14 г/см8 и 2,4 м3 воды плотностью 1,026—1,047 г/см3. Даже допуская, что все пласты испытанного интервала имеют одинаковую проницаемость (что в действительности, конечно, не так) и равномерно поглотили, а затем отдали часть промывочного раствора, окажется, что на каждый 1 м мощности в пласты при бурении проникло более 0,25 м3 глинистого раствора. Если среднюю открытую пористость карбонатных пород условно принять в 2 раза больше максимальной, установленной лабораторными работами, т. е. равной 2,5%, то окажется, что указанный объем 0,25 м3 глинистого раствора мог проникнуть в пласты на расстояние более 1,8 м от стенок скважин. При такой большой глубине проникновения глинистого раствора БКЗ не могло отметить проницаемых горизонтов. Эти данные, по нашему мнению, показывают, что в отложениях мячковского горизонта присутствуют коллекторы, обладающие хорошей проницаемостью, способные принять в себя значительные объемы вязкой жидкости, какой является глинистый раствор, содержащий к тому же твердую фазу.
Имеющиеся данные позволяют предполагать, что в карбонатных комплексах отложений присутствуют различные слои пород от непроницаемых до хорошо проницаемых, и их коллекторские свойства обусловлены трещиноватостью и кавернозностью, возможно и стилолитизацией. Кавернозность здесь могла быть 462
связана с процессами древнего выщелачивания пород, зоны которых располагаются под поверхностями древнего размыва отложений. Одной из них является установленная вами зона предассельского регионального размыва. Кроме него здесь могли быть предверейский и возможно более древние размывы. Зоны древних выщелачиваний могли проникать на значительную глубину и за счет этого создавать условия для формирования ловушек массивного типа под соответствующими флюидоупорными покрышками.
С учетом приведенных материалов, основываясь на структурно-тектоническом строении территории и истории геологического развития, основные перспективы нефтегазоносности Ширкалинского свода мы связываем со следующими комплексами осадков:
предполагаемыми терригенно-карбонатным и карбонатным комплексами среднего и нижнего девона и возможными додевонскими отложениями;
намечаемыми терригенными осадками яснополянского надгоризонта и верхами подстилающих их-карбонатных осадков (турнейский ярус и более древние);
предполагаемыми терригенными и карбонатно-терригенными осадками верейского горизонта и верхами подстилающих их карбонатных отложений (башкирский ярус и более древние);
карбонатными породами каменноугольной системы, подстилающими терригенный комплекс нижней перми;
слоями и пачками обломочных пород в различных частях мощного разреза преимущественно терригенных отложений нижней перми.
УДК 552.14 : 553.54
Г. И. СУРКОВА
РОЛЬ ПОСТСЕДИМЕНТАЦИОННЫХ ФАКТОРОВ
В СОХРАНЕНИИ ПЕРВИЧНОЙ И ФОРМИРОВАНИИ ВТОРИЧНОЙПОРИСТОСТИ В СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ КАРБОНАТНЫХКОЛЛЕКТОРАХ ПЕРМСКОЙ ОБЛАСТИ
В настоящей работе из всего многообразия литологических типов карбонатных пород, слагающих продуктивные пласты башкирского и московского ярусов Пермской области^рассмотрены лишь органогенные, ббломочные и оолитовые известняки с малым содержанием седиментогенного кальцитового цемента, первичная пористость которых достаточно высока (до 30%). Эти породы характеризуются наиболее простой первичной структурой порового пространства, имеющей много общего с песчано-алевритовыми коллекторами. Довольно крупные (0,2—0,6 мм) размеры пор и поровых каналов, равномерно распределенных в осадке и породе, обеспечивали свободное передвижение иловых и пластовых вод, с которыми связаны почти все минеральные и структурные преобразования коллекторов. Таким образом, все изменения объема и структуры первично-высокопористых коллекторов можно связать с интенсивностью их пост- седиментационного преобразования.
Основными преобразующими процессами являются перекристаллизация и растворение карбонатного материала (кальцита различных генераций и доломита), кристаллизация аутигенных минералов (кальцита, доломита, хальцедона, кварца, ангидрита и др.) в пустотах пород и метасоматическим путем, образование трещин и сутуро-стилолитовых швов, воздействие углеводородных флюидов на вмещающие породы [5, 6]. При этом наиболее существенна роль кристаллизации аутигенных минералов, в перую очередь кальцита различных генераций, и неоднократно происходившего растворения карбонатного и в меньшей степени сульфатного материала.
Новообразованный кальцит, заполняя пустоты, может значительно сократить емкость коллектора, а иногда и превратить первично-пористый известняк в практически лишенную пор непроницаемую породу. Такие породы встречаются на различных глубинах залегания (788—1560 м). Не удалось обнаружить связи *11*163
процессов их растворения с положением на локальных структурах (сводовые части, крылья, периклинальные окончания), а также с приуроченностью локальных поднятий к разным геотектоническим зонам.
Известняки, плотно сцементированные новообразованным кальцитом, чередуются в разрезе и,по простиранию с однотипными известняками, в которых кальцит разных генераций заполняет лишь небольшую часть порового пространства. Трудно установить зависимость между количеством выделившегося кальцита и интенсивностью предшествовавшего растворения карбоната. Так,, например, при энергичном выщелачивании известкового материала на II этапе (регрессивный катагенез) [5] можно наблюдать незначительное количество выделившегося позднее кальцита II генерации. Он заполняет лишь часть пор известняка и нередко занимает не весь объем поры. В свою очередь, в прослоях известняка с обильным цементом (кальцит II генераций) видно, что растворившегося карбоната меньше, чем вновь образованного. Наблюдаемое явление предполагает привнос карбонатного материала из пластов или участков пласта с обратными количественными соотношениями, т. е. местное перераспределение известкового вещества. Весьма наглядно это прослеживается в продуктивных пластах визейско-башкирского (Осинское месторождение) и намюрско-башкирского (Ярино-Каменноложское месторождение) ярусов, где нефтесодержащие пропластки известняков содержат небольшое количество цементирующего кальцита, а в разделяющих их плотных известняках кальцит II генерации целиком заполняет пустоты.
Увеличение емкости коллектора связано-с процессом Катагенетического растворения кальцита, протекавшего по меньшей мере в два этапа. Выщелачивание, связанное с регрессивным катагенезом (выведением пород в зону аэрации и свободного водообмена), привело к образованию многочисленных пустот, особенно в тех разностях пород, которые благодаря .своей высокой пористости и проницаемости были способны фильтровать флюиды.
Многие исследователи [1—4] придают большое значение палеокарстовым процессам в формировании емкости карбонатного коллектора. Материал, которым располагает автор, не позволяет считать эти процессы основными, определяющими коллекторские свойства пород, хотя роль их, безусловно, значительна. Растворение карбонатного материала, связанное с налеокарстовыми явлениями, не было последним постседиментационным процессом в изученных коллекторах. Вслед за растворением происходило отложение кальцита. Образование кальцита II грнерации, как уже отмечалось, происходило в пустотах, что приводило к сокращению их объёма, а в некоторых случаях и к уничтожению пор. Выделение других последующих минеральных новообразований также способствовало уменьшению порОвбго пространства, в том числе и той дополнительной пористости, которая возникла в результате выщелачивания на этом этапе.
Наиболее позлим постседиментационным процессом, в основном завершающим формирование порового пространства рассматриваемых известняков, является растворение карбонатного и сульфатного материалов. Интенсивность выщелачивания на втором этапе не была повсеместно одинаковой, а, как и на более ранних этапах, Обусловливалась пористостью и проницаемостью уже сложившихся пород. В плотно сцементированных известняках растворение практически не наблюдалось. В конечном итоге современные объем и конфигурация пор рассматриваемых типов известняков связаны с соотношением процессов аутигенного минералообразовЗния и растворения. В этом смысле пористость можно назвать вторичной, хотя в ее‘формировании немалое значение имели первичные поры-пустоты' между скелетными остатками организмов, оолитами и обломочНыми карбонатными частицами. Это нашло отражение в значениях эффектийной емкоСТи карбонатных коллекторов, колеблющейся в широких пределах (от единиц до 30%).
При сравнении преобладающих максимальных величин открытой пористости и проницаемости удалось установить направленность изменения коллекторских свойств на территории Пермской области и схематично выделить три зоны распространения Коллекторов в башкирском, верейских (Вх, В3, В4) и каширском пластах.
Изученные карбонатные коллекторы среднекаменноугольного возраста залегают на глубинах до 2000 м. Однако описанные выше процессы постседимен- 164
тационных преобразований характерны и для пород, погруженных на большие глубины.
Воздействие геостатического давления на уплотнение карбонатных пород особенно рассматриваемого типа ничтожно, по крайней мере до глубин 3500 м. Однако следует учитывать, что оно усиливает длияние физико-химических процессов (повышение содержания растворенных в пластовых водах СО2 и других газов), за которыми сохраняется основная роль в формировании емкости карбонатного коллектора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Быков В.Н. Палеокарстовые явления в верхнедевонских рифах. — «Гидрогеология и карстоведение», 1966, выл. 3, с. 9—16 с ил.
Быков В. Н. Практическое значение палеокарстовых коллекторов. Дисс. на соиск. уч. степ. канц. геол.-мин. наук. Пермь, Гос. ун-г, 1967, 267 с. с ил.
Д а х н о в В. Н., Галимов Э. М. О карстовом типе пористости продуктивных карбонатных коллекторов. —«Геология нефти и газа», 1960, № 2, с. 28—31 с ил.
Максимович Г. А., Армишев В. М. Палеокарстовые коллекторы нефти и газа. — В кн.: Проблемы нефтеносности карбонатных коллекторов Урало-Поволжья. — «Труды совещания межобластного координационного совета», 1963, вып. II, с. 58—67 с ил.
Постседиментационные преобразования пород-коллекторов. М.,«Наука», 1972. 90 с. с ил. Авт.: К. р. Чепиков, Е. П. Ермолова, И. А. Орлова, Г. И. Суркова.
Суркова Г. И. О некоторых постседиментационных преобразованиях карбонатных коллекторов. — В кн.: Проблемы геологии нефти, вып. 2. М., «Недра», 1971, с. 143— 152 с ил.
УДК 552.51 : 551.762 (470.67)
В. И. ЕРМАКОВ, 3. В. КАБАНОВА,
В. В. ВЕЛЬДЕР
КАТАГЕНЕТИЧЕСКИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЮРСКИХОТЛОЖЕНИЙ КАВКАЗА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ В НИХ ЗОН,БЛАГОПРИЯТНЫХ
ДЛЯ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ
В нижне-сревнеюрских отложениях юго-восточной части Северного Кавказа широко развиты угленосные и субугленосные формации, которые являются основным газопроизводящим комплексом. Образования этого возраста содержат значительные по объему толщи проницаемых пород и сопоставляются с аналогичными по составу нижне-среднеюрскими субугленосными отложениями Восточного Предкавказья, нефтегазоносность которых широко известна. Наличие коллекторов в глубокопогруженных зонах может быть установлено при комплексном изучении катагенетической преобразованности и литологического состава пород.
Катагенетическая измененность пород определялась методом отражательной способности витринита (ОСВ) [1] в единицах 10Ro в воздухе по образцам из 20 естественных разрезов обнажений и скважин. Исследования проводились в лаборатории прогноза газоносности ВНИИГаза. Было использовано более 100 определений ОСВ. Кроме того, применялись данные фондовых материалов и литературных источников.
В результате определения катагенетических преобразований нижне-среднеюрских отложений Дагестана были получены данные о распределении степени метаморфизма в мощной (от 0,400 до 2,5 км) юрской толще для каждого изученного геологического разреза. Наиболее высокую степень метаморфизма угольное вещество приобретает, когда температура и давление, влияющие на него, становятся наибольшими, что связано с максимальным погружением пород. При инверсионном ходе развития территории метаморфизм определяется максимальной палеоглубиной. Метаморфические изменения углей происходят только в одном направлении, и при возникновении менее жестких термобарических условий достигнутая степень катагенеза сохраняется.
Степень метаморфизма исследуемых пород, измеряется по отражательной способности витринита, изменяется в пределах длиннопламенной, газовой, жирной и коксовой стадий. Границы стадий метаморфизма принимаются по И. И. Аммосову [1].
Наиболее древними, вскрытыми и изученными отложениями в рассматриваемом районе, являются верхнетоарские отложения свиты при Jjtgir [2, 3, 7,
. Это преимущественно морские терригенные образования, среди которых преобладают глины, а также встречаются пачки песчано-алевритовых пород. Выше по разрезу выделяются отложения карахской угленосной свиты J3aikri-3, характеризующейся увеличением содержания песчано-алевритовых пород. Роль песчаных пород возрастает в северо-восточном направлении, где, по-видимому, в районе к северу от Махачкалы периодически или постоянно существовала область сноса в виде островной суши. Карахская свита подразделяется на три подсвиты и датируется преимущественно нижним ааленом.
Лежащие выше породы хивской свиты J2ahw верхнеааленского возраста характеризуются большей глиностостью. Среди верхнеюрских отложений широко развиты прослои карбонатных пород, которые также считают возможными коллекторами нефти и газа.
Особенностью юрских отложений, как газопроизводящих образований, является то, что основная часть органического вещества в них содержится в угольно-детритной форме.
Коллекторские свойства юрских пород Дагестана изучались многими исследователями. Установлена определенная зависимость между стадиями изменения углей и вмещающими породами [4—6].
Для того чтобы показать особенности распределения поля метаморфизма, обычно строят схемы: по усредненным для рассматриваемого комплекса данным проводят линии равных значений отражательной способности витринита — изореспленды. Более удобно строить схемы (см. рисунок) геологического строения поверхности равной степени метаморфизма. Они могут показывать распространение коллекторов той или иной степени катагенетической преобразованности. Такие схемы удобнее при прогнозировании поисков и разведки коллекторских толщ, которые могут содержать скопления углеводородов.
Восстановив историю осадконакопления рассматриваемого района, вычислив градиент изменения ОСВ (или ступень ОСВ) [11 и построив график зависимости ее изменения от степени погружения пород, можно установить отражательную способность витринита для любого горизонта в изучаемом разрезе.
Построенные таким образом схемы показывают распространение разновоз-- растных комплексов, которые характеризуются одинаковыми степенями метаморфизма, но различным литологическим составом пород. Они в целом составляют отложения юрской системы.
Наиболее древние вскрытые в рассматриваемом районе верхнетоарские отложения находятся на коксовой стадии преобразования и появляются только в центральной части Мугринской антиклинальной зоны (см. рисунок, а). На всей остальной рассматриваемой территории степень преобразования тоарских отложений, как и более древних образований, еще выше. К району, расположенному непосредственно ж югу от площади распространения тоарских отложений, находящихся на коксовой стадии преобразования, приурочена синклинальная зона, где такой же степени превращенности достигли более молодые отложения нижнекарахской подсвиты.
В северо-западном направлении суммарная мощность юрских отложений значительно возрастает (до 10 км). С этим, вероятно, связан более молодой воз- раст отложений (вплоть до отложений хивской свиты), находящихся на коксовой стадии углефикации. Такое же, но более постепенное изменение возраста пород этой стадии наблюдается в северо-восточном направлении, однако оно не может быть объяснено изменением суммарной мощности юрских отложений, которая в этом направлении быстро уменьшается. Это направленное изменение вызвано, очевидно, перемещением в более позднее время оси бассейна с максимальным осадконакоплением в северном направлении и началом формирования Терско- Сулакского прогиба.
Относительно древние отложения нижнего аалена (нижнекарахская подсвита) подвергнуты таким же глубоким преобразованиям в пределах Западной 166
Схема распространения юрских отложений по поверхностям, соответствующим различным степеням метаморфизма угольного вещества.
Стадии: а — коксовая, б — жирная, в — газовая, г — длиннопламенная; 1 — границы выходов нижне-среднеюрских отложений; 2 — границыраспространения разновозрастных отложений; 3 — границы распространения различных литологических комплексов; точки наблюдений:4 — с установленной степенью метаморфизма пород, 5 — литологические; терригенные породы; 6 — коллекторы — песчано-алевролитовыепачки, 7 — коллекторы — тонкие прослои песчано-алевролитовых пород; 8 — глинистые породы — экранирующие пачки; 9 — карбонатныепороды
и Восточной зон поднятий Южного Дагестана, что подтверждается единичными замерами степени метаморфизма угольных включений из отдельных скважин, теоретическими выводами и расчетными материалами. Разделяющая эти антиклинальные зоны область погружений характеризуется большей степенью преобразованности одновозрастных образований, т. е. на коксовой стадии здесь находятся более древние породы. -
Принципиально такое же распределение отложений разного возраста с некоторым смещением выделенных зон наблюдается на трех остальных схемах, показывающих распространение пород, измененных до жирной, газовой й длиннопламенной стадий. Для каждой последующей меньшей стадии преобразования на схеме начинают занимать значительную площадь более молодые, преимущественно меловые отложения. Соответственно площадь, занимаемая юрскими образованиями, сокращается, а возраст отложений, показанных на схемах, омолаживается (см. рисунок, б—а). ■
В результате изучения зон распространения разновозрастных пород равной степени метаморфизма на территории Дагестана можно прогнозировать степень преобразования отложений и развития коллекторов в глубокопогруженных районах Терско-Сулакского прогиба, на прилегающем шельфе Каспийского моря, в Кусаро-Дивичинском прогибе (северо-восточная часть Азербайджана) и других районах. Например, в Южном Дагестане для юго-восточной межантиклинальной зоны прогибания можно говорить о преобразовании нижнеюрских пород до тощей и возможно более глубоких стадий углефикации. С учетом литологического состава отложений это приводит к выводу о возможном отсутствии больших перспектив, связанных с первично-поровыми коллекторами на глубинах более 5 км, где они развиты в данном районе. Но трещинные коллекторы в них могут существовать, и тогда эти образования могут служить вместилищем газа. . v
В Западной и Восточной антиклинальных зонах Южного Дагестана преобразование юрских пород менее глубокое, и они должны быть разведаны в полном объеме. Перспективны они также в северных Предгорьях Дагестана, особенно в восточной части предгорий, так как здесь практически весь нижне-среднеюрский разрез представлен песчано-алевритовыми породами.
Построение для других территорий подобных схем распространения разновозрастных пород с одинаковой степенью метаморфизма,!, е. карт-срезОв по поверхности с определенным показателем ОСВ, поможет прогнозировать распределение зон, благоприятных для поисков коллекторов. Выявление более тесных связей между изменением коллекторских свойств и ОСВ, которые, несомненно, происходят параллельно с постепенным погружением пород, должно быть предметом дальнейших исследований. -
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Амосов И. И. Литификация и нефтеносность. — в сб. Петрология углей и парагенез горючих ископаемых. М., «Недра», 1967, с. 5—80 с ил.
Безносов Н. В. Байосские и батские отложения Северного Кавказа. «Труды ВНИИГаза», вып. 28. М., «Недра», 1967, с. 5—58 с ил.
Геология СССР. Северный Кавказ. Том. 9. М., «Недра», 1968, с. 165—374 с ил.
Ермаков В. И. Особенности образования и накопления природного газа в угленосных формациях. М., изд. ВИЭМС, 1972. 42 с. . М
Максимальное погружение и стадии катагенеза нижне-среднеюрских отложений Северного Кавказа в связи с поисками газоносных горизонтов на больших глубинах. — «Труды ВНИИГаза, вып. 46/54. М., «Недра», 1974, с. 108—116 с ил. Авт.: В. И. Ермаков, 3. В. Кабанова, И. В, Кришина и др.
Малинин С. И. О связи между стадиями изменения углей и вмещающих пород. — «Изв. вузов. Геология и разведка», 1973, № 12, с. 84—92 с ил.
Милановский Е. Е., X а и н В. Е. Геологическое строение Кавказа. М., изд. МГУ, 1963, с. 63—143 с ил. .
Перспективы поисков газовых месторождений в угленосных толщах Советского Союза. М., изд. ВНИИГазпрома, 1971. 58 с. С ил. Авт.: В. Г. Васильев, В. И. Ермаков; Н. Д. Елин и др.
УДК 552. 513 : 553.98.061.4 (477.5)
В. А. КРИВОШЕЯ, В, М. ТЕСЛЕНКО — ПОНОМАРЕНКО
ВЛИЯНИЕ ПОСТСЕДИМЕНТАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВНА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА
НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОЙ ВПАДИНЫ
В центральных районах Днепровско-Донецкой впадины в нижнекаменноугольных отложениях на глубинах свыше 4 км открыты новые месторождения нефти и газа, что выдвигает их как первоочередной объект разведки и на других площадях. Наибольший интерес как коллекторы представляют пласты песчаников и алевролитов, составляющие до 30—35% разреза нижнего карбона.
Обб г СаСВ2; д е
масел мда неумел
О 1020 ^пп,% 7080 30 WR 0 100 200М,ф0 50 100 0 5 10 01020
Н.км
Рис. 1. Изменение параметров пород'и пластовых вод нижнекаменноугольных отложений, а — изменение средних значений открытой пористости с глубиной залегания для структур: I — южной прибортовой зоны, II — центрального грабена и северной прибортовой зоны; 1, 2 — верхние границы зон развития трещиноватости пород и сутуро-стилолитовых швов соответственно; б — степень преобразования рассеянного органического вещества по отражательной способности витринита для структур: I — южной зоны, II — центрального грабена и северной зоны; (стадия углефикации: Д — длиннопламенная, Г — газовая, Ж — жирная); в — изменение минерализации пластовых вод нижнего карбона; г, д — соотношение в солевом составе рассолов хлоридов кальция, натрия и магния; е — область концентраций гидро- карбонатного иона
Сложены нижнекаменноугольные отложения мощной (до 3 км и более) толщей осадочных пород, представленной чередованием глинистых образований с песчаниками, алевролитами и пластами известняков. Обломочные породы турнейского яруса изучались в основном в пределах прибортовых зон впадины и представлены преимущественно разнозернистыми, часто гравелитистыми песчаниками, иногда гравелитами аркозового, полевошпатово-кварцевого и олигомиктового составов. Нижневизейские песчаники представлены мелко- и разнозернистыми (средне- и крупнозернистыми) разностями олигомиктового, кварцито-кварцевого и кварцевого составов. Для верхнего визея характерны кварцевые мелко- и среднезернистые алевролиты и песчаники. Исключение составляют кластические породы южной прибортовой зоны, в которой вследствие особенностей тектонического режима эпохи седиментации и специфического источника обломочного материала в разрезах развиты поли- и мезомиктовые песчаники и алевролиты.
Кривые (рис. 1, а), описывающие изменение средних поинтервальных значений открытой пористости &п. о песчаников и алевролитов с глубиной, имеют
ступенеобразную конфигурацию и отражают суммарное воздействие некоторых факторов, наложенных на первичный литолого-фациальный состав пород.
Резкое снижение пористости в интервале глубин 3—3,5 км отмечается на структурах южной прибортовой зоны (см. рис. 1, а), так как здесь породы претерпели более высокие тектонические и цалеотемпературные нагрузки, чем в пределах центрального грабена и северной прибортовой зоны, несмотря на то, что в настоящий момент они залегают на меньших глубинах.
Процесс уплотнения пород в зоне глубинного катагенеза сопровождается интенсивными структурными преобразованиями: развитием конформных, конформно-регенерационных, инкорпорационных и микросутурных контактов
Рис. 2. Процесс уплотнения пород в зонах глубинного катагенеза.Рис. 2. Процесс уплотнения пород в зонах глубинного катагенеза.а — сутуро-стилолитовые швы в мелкозернистом кварцевом песчанике (Солохов- ская площадь, скв. 43, 4160—4172 м); б —трещиа — сутуро-стилолитовые швы в мелкозернистом кварцевом песчанике (Солохов- ская площадь, скв. 43, 4160—4172 м); б —трещины, залеченные кальцитомны, залеченные кальцитомв мелкозернистом кварцевом песчанике (Солоховская площадь, скв. 36, 3551—3561м); в — стилолитовый шов и открытые трещины (Солоховская площадь, скв. 43, 4160—4172м); г — вторичнаяв мелкозернистом кварцевом песчанике (Солоховская площадь, скв. 36, 3551—3561м); в — стилолитовый шов и открытые трещины (Солоховская площадь, скв. 43, 4160—4172м); г — вторичнаяпористость в мелкозернипористость в мелкозернистом кварцевом песчаникестом кварцевом песчанике(слева внизу реликты кальцита, черное — окрашенный бакелит) [Рыбальская площадь, скв. 35, 3696—3702 м, Ап. о = 16%» Апр = 727 мД](слева внизу реликты кальцита, черное — окрашенный бакелит) [Рыбальская площадь, скв. 35, 3696—3702 м, Ап. о = 16%» Апр = 727 мД]
Рис. 2. Процесс уплотнения пород в зонах глубинного катагенеза.
Рис. 2. Процесс уплотнения пород в зонах глубинного катагенеза.
а — сутуро-стилолитовые швы в мелкозернистом кварцевом песчанике (Солохов- ская площадь, скв. 43, 4160—4172 м); б —трещи
а — сутуро-стилолитовые швы в мелкозернистом кварцевом песчанике (Солохов- ская площадь, скв. 43, 4160—4172 м); б —трещи
ны, залеченные кальцитом
ны, залеченные кальцитом
в мелкозернистом кварцевом песчанике (Солоховская площадь, скв. 36, 3551—3561м); в — стилолитовый шов и открытые трещины (Солоховская площадь, скв. 43, 4160—4172м); г — вторичная
в мелкозернистом кварцевом песчанике (Солоховская площадь, скв. 36, 3551—3561м); в — стилолитовый шов и открытые трещины (Солоховская площадь, скв. 43, 4160—4172м); г — вторичная
пористость в мелкозерни
пористость в мелкозерни
стом кварцевом песчанике
стом кварцевом песчанике
(слева внизу реликты кальцита, черное — окрашенный бакелит) [Рыбальская площадь, скв. 35, 3696—3702 м, Ап. о = 16%» Апр = 727 мД]
(слева внизу реликты кальцита, черное — окрашенный бакелит) [Рыбальская площадь, скв. 35, 3696—3702 м, Ап. о = 16%» Апр = 727 мД]
между обломочными зернами и аутигенным минералообразованием кварца, силикатов, карбонатов и сульфатов (рис. 2). Растворение обломочного кварца на контактах усиливается при повышении давления и температуры, а освобождающийся кремнезем кристаллизуется в свободном поровом^ пространстве в виде регенерационных каемок (см. рис. 2). Как правило, интенсивное растворе- i ние зерен кварца происходит при наличии слюдистого цемента пленочного типа или по сутуро-стилолитовым поверхностям и активизируется благодаря щелочному характеру интерстиционных растворов.I
В пределах структур южной прибортовой зоны, где широко распространены породы поли- и мезомиктового составов, снижение первичной межгранулярной пористости до 3,5—5% наблюдается на глубинах 3,5 км. Для структур централы ного грабена и северной прибортовой зоны сохраняется такая же тенденция к снижению открытой пористости пород (см. рис. 1, о), но высокая степень сортировки частиц и чистый кварцевый состав песчаников предопределяют более длительное сохранение первичной межзерновой пористости.,
С глубин 2,5—2,7 км на структурах южной прибортовой зоны в обломочных ] породах интенсивно развивается трещиноватость, а для|пород на структурах j центрального грабена и северной зоны с глубин 3,5—3,7 км наряду с трещинова- I тостью характерно развитие сутуро-стилолитовых швов в песчаниках и алевролитах. Встречаемость и амплитуда швов увеличиваются с глубиной залегания , пород. Швы часто сопровождаются открытыми трещинами (см. рис. 2).
170'I
На общем региональном фоне уменьшения открытой пористости и проницаемости пород в зоне глубинного катагенеза выявлены пласты с высокими коллекторскими свойствами (см. таблицу). На этих глубинах первичная пористость практически не сохраняется (3—5%), а высокие емкостные и фильтрационные свойства целиком связаны с проявлением процессов взаимодействия и формирования подвижного равновесия в системе порода — пластовая вода — органическое вещество на фоне геологического развития бассейна, уплотнения пород, увеличения температуры и давления.
Коллекторские свойства пород в зоне глубинного катагенеза
Площадь
Номер скважины
Интервал, км
hn. о’ %
ftnp> МД
Рыбальская
45
3,904—3,968
12,5—18,4
12,8—202,5
Тимофеевская
1
4,073—4,131
12,9—25,7
173,0—1957,0
3
3,905—3,914
16,0—18,4
35,3—236,0
Гадячская
1
4,612—4,824
12,2-16,5
10,0—222,4
2
4,992—5,094
10,6-14,5
4Т;3—280,7
Артюховская
8
4,274—4,282
10,7—16,1
22,8—377,3
12
4,005—4,141
11,6—17,0
18,7—1097,0
9
4,056—4,261
10,8-18,6
4,2—924,6
4
4,121-4,149
11,2-20,0
31,5—1999,5
Харьковцевская
3
4,499-4,515
9,1—14,7
14,3—121,2
5
4,807—5,031
8,8—11,3
7,3—25,5
Николаевская
22
3,603—3,618
9,0-11,6
16,9—92,3
23
4,404-4,493
8,9-10,5
2,6—24,5
Процессы, ведущие к развитию вторичной пористости в ряду структурноминералогических преобразований, являются наиболее поздними, наложенными на региональные и характеризуют качественно новую ступень (зону) перераспределения минерального вещества между породой и пластовой водой в стадию глубинного катагенеза.
Породы нижнего карбона центральных районов впадины располагаются в пределах нижнего гидрогеологического этажа, где повсеместно развиты рассолы хлоркальциевого типа, минерализация которых увеличивается с глубиной залегания (см. рис. 1, в), а основные компоненты состава: хлориды натрия, кальция и магния — претерпевают закономерные изменения по глубине (см. рис. 1, г, д'). С глубин 3—3,5 км в составе вод заметно увеличивается содержание гидро- карбонатного иона (см. рис. 1, е), а в составе водорастворенных и свободных газов — концентрация СО2.
Качественные и количественные скачкообразные изменения параметров вод и вмещающих пород (см. рис. 1) являются результатом их взаимодействия. Так, в интервале 2—2,5 км происходит стабилизация в изменении минерализации пластовых вод и соотношении хлоридов кальция и натрия, а также снижение относительной доли хлорида магния на глубине ~2,5 км, что приурочивается к зоне резкого изменения плотности глин, перехода глин в аргиллиты и появления новообразованных минералогических ассоциаций — магнезиально-железистых хлоридов, карбонатов кварца и др. С глубин 2,5—3 км наблюдается интенсивное увеличение степени метаморфизации рассеянного органического вещества и переход к стадиям газовых и жирных углей.
Наиболее значительный вклад в образование вторичной емкости пород на стадии глубинного катагенеза вносят процессы перераспределения карбонатов и выноса карбонатного цемента водами, обогащенными углекислотой.
Процессы декарбонатизации обломочных пород носят региональный характер, но на общем фоне более интенсивно проявляются в песчаниках прибрежноморских и мелководных фаций (Гадячская, Тимофеевская, Харьковцевская площади), в зонах молодых гидрогеохимических аномалий, связанных с вертикальной
миграцией вод из более глубоких горизонтов, и ореолов конденсационных вод газовых залежей (Николаевская, Солоховская, Опошнянская площади). Открытые поры в таких песчаниках имеют извилисто-коррозионную, щелевидную и неправильно изометрическую формат, размеры их часто соизмеримы с обломочными зернами. Процесс децементации идет практически до полного выноса карбонатов (см. рис. 2), и в этих породах сочетаются условия высокого структурного преобразования пород и хороших коллекторских свойств (см. таблицу, рис. 2).
Нарастающая с глубиной интенсивность вторичных процессов перераспределения минерального вещества цемента и развитие трещиноватости позволяют прогнозировать на глубинах до 6—6,5 км наличие пород с удовлетворительными коллекторскими свойствами, а изучение закономерностей проявления и пространственного развития зон высокой вторичной емкости представляет большой интерес при поисках залежей нефти и газа на больших глубинах.
УДК 552.51 (571.53)
Л. Л. БУДДО, С. Г. ША ШИН
КАТАГЕНЕТИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕРРИГЕННЫХПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ДОКЕМБРИЯСЕВЕРО-ВОСТОКА ИРКУТСКОГО АМФИТЕАТРА
Многие залежи нефти и газа Иркутского амфитеатра связаны с толщей подсолевых терригенных отложений докембрия мощностью от 30 до 190 м, представляющих базальную часть осадочного чехла платформы. Выделенный в ее разрезе продуктивный пласт I сложен песчаными разностями пород, фациально невыдержан, литологически неоднороден. Формирование его происходило в условиях палеотечений, в прибрежной зоне мелководного шельфа. Мощность пласта колеблется от 1,5 до 20 м. В северо-восточной части Иркутского амфитеатра (в Приленском районе) продуктивный пласт вскрыт разведочными скважинами на глубинах 2500—2800 м (Касаткинская, Марковская, Потаповская, Ярактинская, Непская площади); западнее (Братская, Седановская и Большеокинская площади) — на глубине 3200—4000 м.
По составу песчаники кварцевые и полевошпатово-кварцевые, часто слюдистые, разнозернистые, в разной степени отсортированные. Цемент песчаников смешанный: глинистый, карбонатный, сульфатный, кварцевый и железистый. Тип цементации пленочный, поровый, базальный. Встречается цемент регенерации и уплотнения.
В основном на изученной территории преобладают породы-коллекторы III—V классов (йо классификации А. А. Ханина), однако в северной части (Ярактинская и Непская площади) в разрезе пласта нередко встречаются прослои пород-коллекторов ! и II классов. Основными параметрами коллекторов в данном районе считают коэффициенты открытой пористости и газопроницаемости. Песчаники, как правило, обладают низкой открытой пористостью 3—7%. Прослои песчаников с повышенной пористостью 12—14%, на Непской и Ярактинской площадях 16—20%, имеют локальное распространение.
Характер распределения проницаемости песчаных отложений пласта I свидетельствует о преобладании на всех площадях песчаников с проницаемостью до 10 мД. Непроницаемые разности этих пород составляют 60—75% на Марковской, Потаповской, Касаткинской и Соснинской площадях, а на Непской и Ярактинской их доля резко сокращается до 10—16%.
В зоне развития фаций палеотечения на Потаповской площади из И скважин, вскрывших пласт I, только в 4 установлено наличие коллектора, на Касаткинской из 10 в 4, а на Марковской из 24 в 13. На Ярактинской площади, в прибрежной фациальной зоне преимущественного развития песчаников в составе пласта I количество скважин, вскрываемых коллектор, резко возрастает до 14 ив 17 (см. рисунок). Все это свидетельствует о реальной возможности открытия газового месторождения в Непско-Ярактинской полосе преимущественного развития песчаников в составе пласта I.
Микроскопическое изучение пород показало, что песчаники интенсивно изменены постседиментационными процессами, выраженными во вторичном минералообразовании, уплотнении и последующем разуплотнении пород. Из вторичных минералов широким развитием пользуются кварц в виде регенерационных каемок и поровых выделений, доломит, анкерит, ангидрит и галит. Присутствие их в песчаниках не зависит от глубины залегания пласта, а увеличение процентного содержания этих минералов приводит к ухудшению коллекторских свойств.. Высокая степень уплотнения песчаников зависит от вторичного характера контактов (растворения, внедрения, сутурные, регенерационные) между зернами,
Карта развития песчаных фаций в Непско-Ярактинской полосе.
Песчаные фации пласта I; 1 — сформированные палеотечением в мелководном морском бас- сейне, 2 — сформированные в шельфовой зоне мелководного морского бассейна; з — граница фациальных вон; 4 — глубинные разломы; 5 — площади поисково-разведочных работ; 6 — нефте-газо- и водопроявления при бурении и опробовании скважин
высокой степени перекристаллизации цементирующего глинистого вещества до стадии гидрослюда-мусковит и подчеркивается деформацией обломочного материала, его трещиноватостью, образованием крустификационных каемок из аутигенных гидрослюд, мусковита и хлорита. Межзерновые контакты, как правило, развиты на полную длину зерен, что свидетельствует о значительном сокращении и усложнении межзернового порового пространства в процессе уплотнения.
Детальными петрографическими исследованиями установлено, что песчаники продуктивного пласта обладают двумя генетическими типами пористости: 1). первичной — остаточно-седиментационной, 2) унаследованной от первичной, но несколько увеличенной последующим растворением карбонатного, сульфатного и кварцевого материала в породах. Это привело к разуплотнению пород и образованию постседиментационной, вторичной пористости. Поры седиментационные, реликтовые — остаточное явление от прошедших процессов уплотнения и вторичного минералообразования. Поры угловатой и несколько продолговатой форм, мелкие, не более 0,05—0,07 мм, встречаются преимущественно в породах с глинистым цементом пленочно-порового типа с примесью карбонатного материала, развитого спорадически.
Вторичные поры округлой, заливообразной и щелевидной форм, лишенные цемента, глубоко внедренные в кварцевые зерна, как правило, крупные, соизмеримые с обломочной частью породы, обычно составляют 2—5% от площе ди - шлифа. Они встречаются в песчаниках повсеместно. На Касаткинской, Ярактин- ской, Непской, Большеокинсдой и Седановской площадях они занимают доминирующее положение, и здесь процент открытых пор в шлифах достигает 25—30%. Межзерновые контакты укорочены до точечных в процессе растворения, но вторичный характер контактов позволяет говорить о высокой степени уплотнения породы, характерной для поздней стадии катагенеза. О процессе растворения в песчаниках свидетельствует и облик зерен, интенсивно корродированных, несмотря на полное или почти полное отсутствие корродирующего их цемента.
Процессы разуплотнения в песчаниках продуктивного пласта Братского и Приленского районов, судя по комплексу растворенных минералов, проходили в обстановках с различными физико-химическими условиями. Так, в Братском районе на Большеокинской (скв. 107, интервал 3450—3500 м) и Седановской площадях (скв. 108, интервал 3810—3860 м) сильная корродированность кварцевых зерен в песчаниках, остатки карбонатного цемента в единичных порах свидетельствуют о растворении карбоната, а высокая пористость песчаников по шлифам (30—35%) — о том, что процесс растворения был интенсивным. Растворение карбоната на этой территории было связано, по всей вероятности, с подтоком из фундамента вод, богатых СО2, и довольно свободным выносом растворенного вещества.
Широкое развитие гидроокислов железа в песчаниках, коррозирующих регенерационные каемки и карбонатный цемент, лимонитизация пирита, гидратация и хлоритизация слюд, повышенное содержание СО2 в пластовых водах подтвер; ждают наличие окислительной обстановки в процессе катагенетического формирования песчаников в этом районе при интенсивной циркуляции вод.
В Приленском районе подток кислых вод был значительно слабее, поэтому процессы окисления нашли отражение лишь в породах, залегающих вблизи фундамента, о чем говорят каолинизация полевых пшатов, хлоритизация слюд и глинистых минералов. Несколько более интенсивное растворение карбонатного цемента отмечено в песчаниках продуктивного пласта на Непской площади (скв. 8). На остальных площадях растворение карбонатного цемента вызвано лишь влиянием мигрировавших по пласту углеводородов, о чем свидетельствуют следы повсеместной коррозии карбонатного цемента битумом.
На этой территории, особенно на Касаткинской и Ярактинской площадях, преобладал процесс растворения кварца — обломочного и регенерационного — и увеличения порового пространства за счет выноса растворенных компонентов. Этот процесс был возможен, по всей вероятности, благодаря насыщению пород пласта глубоко метаморфизованными пластовыми водами высокой концентрации (390—450 г/л) хлоркальциевого типа, обогащенными катионами Na, К, Mg и другими, при гидродинамической закрытости бассейна, способствовавшей формированию щелочной обстановки и растворению кварцевого материала. Вынос растворенного материала и миграция углеводородов по пласту были вызваны, возможно, временным оживлением циркуляции пластовых вод в результате заложения в мезозойское, время глубинных разломов, зафиксированных в толще терригенных подсолевых отложений на Марковской, Криволукской, Братской и других площадях.
Повсеместная трещиноватость всего комплекса отложений подсоленосной толщи свидетельствует о значительном тектоническом воздействии на породы. Приуроченность большинства нефте-газо-водопроявлений к приразломным участкам (Марково, Кривая Лука, Братск) позволяет говорить о том, что зоны разгрузок в Приленском и Братском районах в последующем стали зонами, благоприятными для накопления углеводородов и формирования месторождений. В поздние стадии формирования залежей породы продуктивного пласта претерпели фазу эпигенетического галогенеза. Значительная часть порового пространства пород-коллекторов засолонена, и они имеют очень низкие коллекторские свойства. Песчаники с высокими коллекторскими свойствами сохранились лишь на участках, где было предварительное заполнение пород флюидом (Марковская, Братская, Ярактинская, Седановская, Большеокинская площади) [см. Таблицу].
Площадь
Номер скважины
Глубина залегания, км
Открытая пористость Ап.О' %
Газопроницаемость л. мД
Марковская
67
2,516
14,3
277,1
Непская
14
2,65—2,67
16,8
340,D
Ярактинская
8
2,623
15,7
563,6
Седановская
108
3,882-3,893
19,8
210,3
УДК 552.144/16 4- 551.762 (470.62)УДК 552.144/16 4- 551.762 (470.62)Таким образом, проведенные исследования позволяют сделать вывод о том, что песчаные породы-коллекторы продуктивного пласта, наряду с уплотнением и вторичным минералообразованием, отрицательно действующими факторами на структуру порового пространства, претерпели влияние процесса разуплотнения на глубине. Образование вторичной пористости в процессе катагенеза связано с литофациальными условиями и физико-химической обстановкой формирования пород-коллекторов. Последняя, в свою очередь, предопределяется тектонической жизнью района.
УДК 552.144/16 4- 551.762 (470.62)
УДК 552.144/16 4- 551.762 (470.62)
Р. Н. ПЕТРОВА
КАТАГЕНЕТИЧЕСКИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЕСЧАНО-АЛЕВРИТОВЫХ ПОРОД
НИЖНЕЙ ЮРЫ ВОСТОЧНО-КУБАНСКОЙ ВПАДИНЫ
Нижнеюрские породы-коллекторы приурочены к плинсбахскому ярусу нижней юры и вскрыты в прибортовых частях Восточно-Кубанской впадины (ВКВ) на глубинах от 2,5 до 4,4 км. Основные перспективы их нефтегазоносности связаны с глубинами 4—5 км и более^где коллекторские свойства в основном определяются направленностью и интенсивностью катагенетических преобразований обломочных пород.
Изучение пространственного распределения коллекторов производилось по промыслово-геофизическим данным. Пористость, проницаемость и гранулометрический состав определялись по обычной методике. Литологические особенности пород, геометрия порового пространства и исходные данные для подсчета коэффициента интенсивности катагенеза [1] устанавливались по шлифам.
Коэффициент интенсивности катагенеза рассчитывался по формуле
W1=А-^Т»
где I —- коэффициент интенсивности катагенеза; А — число контактов, приходящихся на одно зерно, w — процентное содержание вторичных типов контактов, Р — процентное содержание первичных типов контактов.
При этом нами в значение А вводилась поправка, учитывающая влияние количества цемента. Было установлено, что в одинаковых геологических условиях число контактов, приходящихся на одно зерно, линейно зависит от количества цемента. Связь эта близка к функциональной и характеризуется коэффициентом корреляции, равным 0,95:
А — А0 — аС,
где С — содержание цемента в породе, А^ а — числовые коэффициенты. Зная с и Л 0, можно привести фактическую величину А к любому содержанию цемента:
Ап = А0-\-а(<С — С„),
где Сп — фиксированное количество цемента, приведенное к числу контактов на зерно, Ап — число контактов на зерно, приведенное к фиксированному содержанию цемента. х
Модальное значение содержания цемента в песчаниках равно 10%, поэтому было принято Сп = 10%.
Такой методический прием позволил при определении коэффициента интенсивности катагенеза на отдельных участках использовать подсчеты для пород с содержанием цемента от 2 до 25%, что значительно увеличило объем анализируемых выборок и повысило надежность полученных значений.
Относительное процентное содержание вторичных типов контактов слабо зависит от глинистости (коэффициент корредяции равен 0,4), поэтому поправка, учитывающая ее влияние, в этот параметр не вводилась. Все полученные числовые данные статистически обрабатывались по программе ПРА-3.
На изученных участках осадки плинсбаха залегают на дислоцированном складчатом фундаменте. Мошдость их изменяется от первых десятков до 250 м, а эффективная мощность составляет 50—90% от общей. Обычно в разрезе основная эффективная мощность приурочена к одному—двум пластам-коллекторам с мощностью от 30 до 50 м и в отдельных случаях до 100—150 м. Накопление осадков происходило в морских и прибрежно-морских условиях. Породы-коллекторы представлены алевролитами и песчаниками кварцевого и олигомйктового составов, редко гравелитами. Цемент глинистый, кварцево-глинистый с примесью (2—10%) карбоната. Тип цемента поровый, пленочно-поровый, базальнопоровый.
В рассматриваемых породах вторичные преобразования проявились во взаимодействии двух противоположно направленных процессов: аутигенного минера- лообразования и растворения минералов. Аутигенное минералообразование проявляется, в первую очередь, в регенерации зерен кварца, с образованием отчетливо видимой зоны регенерации. Очевидно, этот процесс начался в зоне умеренных глубин, так как на площадях центральной части северо-восточного борта на глубинах порядка 2,5—2,7 км уже наблюдается хорошо сформированная регенерационная каемка, имеющая ширину до 0,05 мм и зачастую полностью охватывающая зерно. При этом уменьшается объем порового пространства и усложняется его структура.
Следующим этапом аутигенного минералообразования было образование вторичного карбонатного цемента. Реликты этого цемента, имеющего пойкило- кластическую структуру, наиболее широко распространены в водоносных пластах и практически отсутствуют в пределах залежей. Источником карбоната, по-видимому, являлась перекрывающая плйнсбах толща аргиллитов тоар — аалена, содержащая значительные количества известковистого раковинного детрита. Образовавшийся в результате этого процесса базальный карбонатный цемент резко ухудшал коллекторские свойства песчано-алевритовых пород [2, 3].
При дальнейшем погружении и связанном с ним изменением геохимической обстановки карбонаты были в значительной степени растворены и вынесены за пределы коллекторов плинсбаха. Значительная часть их выпала в аргиллитах тоар — аалена, о чем свидетельствует широкое распространение в этих породах вторичных карбонатов с пойкилокластической структурой приуроченных, главным образом, к более проницаемым прослоям, обогащенным алевритовой фракцией. Чистые непроницаемые аргиллиты практически не содержат вторичных карбонатов.
В процессе карбонатизации и последующего растворения карбонатов зерна кварца и, в частности, их регенерационные каемки подвергались коррозии, особенно интенсивной на глубинах порядка 4 км. Формирующийся при этом объем вторичных пор зависит от количества вынесенного карбоната и последующего гравитационного уплотнения коллекторов.
Последующим этапом было образование каолинита, имеющего ясночешуйчатое, агрегатное строение. Он является основным цементирующим минералом. 176
В водонасыщенной части коллектора каолинит заполняет тупиковые части пор я выемки, образовавшиеся в зернах кварца за счет коррозии, что уменьшает пористость пород. В продуктивной части коллектора, благодаря консервирующему влиянию углеводородов, каолинитовый цемент образовался в меньших количествах и полностью отсутствует в поровом пространстве. В таких случаях ® шлифах отмечается наличие свободных пор и видны соединяющие их каналы. Коллекторы с такой характеристикой во всех случаях имеют высокую пористость ^15% и более) и проницаемость (сотни миллидарси).
Последним этапом вторичных преобразований была пиритизация. Пирит присутствует в виде рассеянных кристаллов кубической формы или их скоплений. В целом колйчество пирита не превышает долей процента от общего объема пород, поэтому данный процесс не влияет на коллекторские свойства пород.
В настоящее время гранулярная пористость коллекторов плинсбаха составляет в среднем 10—15% (в отдельных случаях 20—25%), а проницаемость — десятки и первые сотни миллидарси. Такие значения коллекторских параметров обусловлены характером указанных выше процессов вторичного преобразования пород. Одной из количественных оценок этих преобразований может служить коэффициент интенсивности катагенеза. Его подсчет показывает, что различные участки характеризуются различными значениями этого коэффициента. Максимальная величина его фиксируется в северо-западном замыкании ВКВ и составляет 6,7; минимальная — на участках, примыкающих к центральной части северо-восточного борта впадины, и составляет 4,5—5.
Колебания интенсивности катагенеза обусловлены, главным образом, различием глубин залегания плинсбахских отложений. В северо-западном замыкании они превышают 4 км, а в центральной части северо-восточного борта составляют 2,5—2,8 км.
С ростом глубины залегания на 1 км коэффициент I увеличивается в среднем на 1,4. При этом растет как число контактов, приходящихся на одно зерно, так и процентное содержание вторичных контактов. На глубине 5 км коэффициент интенсивности катагенеза может быть равным 7,5, на глубине 6 км — 9.
С ростом глубины залегания и интенсивности катагенеза ухудшаются пористость и проницаемость коллекторов. Однако связь с глубиной весьма слабая.
Уравнения регрессии для определения пористости и проницаемости имеют следующий вид:
йп = 19%— 0,00218#,
&пр = ехр (3,75 — 6,14 • IO-»#)
для песчаников в целом;
кп = 20,2% — 0,00205#,fcnp = exp (5,1—8,27-10-4#)
для олигомиктовых разностей.
Здесь кп — коэффициент пористости в процентах; jknp —проницаемость в мД, Н — глубина залегания в метрах.
На основании этих данных средняя пористость песчаников на глубине 5 км составляет около 9%, для олигомиктовых — 10%. Средняя проницаемость на той же глубине имеет величину порядка 2 мД, и для наиболее проницаемых коллекторов будет достигать десятков и первых сотен миллидарси. Наличие коллекторов с удовлетворительной пористостью и проницаемостью можно ожидать до глубины 6—7 км.
СПИСОК ЛИТЕРАТУ РЖЫ
Перозио Г. Н. Эпигенез терригенных осадочных пород, м., «Недра», 1971. 159 с. с ил.
Прошляков Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., «Недра», 1974. 233 с. с ил.
Савкевич С. С. Об изменении пористости песчаников в литогенезе (в связи с прогнозом вторично-поровых коллекторов). —. «Доклады АН СССР». Т. 184. М., изд. АН СССР, 1869, № 2, с. 433—436 с ил.
12 Заказ 1488*177
УДК 552.5 : 551.736 (571.56)
Е. И. БОДУНОВ, В. А. ПАНТЕЛЕЕВ
ОСОБЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ХАПЧАГАЙСКОГО ПОДНЯТИЯ (ЯАССР)
Хапчагайское поднятие расположено в центральной части Вилюйской синеклизы и имеет протяженность с запада на восток свыше 200 км при ширин» 40—45 км. Поднятие осложнено локальными структурами, на пяти из которых (Средне-Вилюйская, Толонская, Мастахская, Соболохская и Неджелинская)- обнаружены газоконденсатные месторождения.
Разрез осадочного чехла, вскрытый бурением, представлен терригенными отложениями мелового, юрского, триасового и пермского возраста. Из юрских, триасовых и верхнепермских отложений были получены промышленные притоки газа с конденсатом.
Верхнепермский продуктивный комплекс представлен песчано-глинистыми угленосными отложениями, вскрытая часть которых залегает на глубинах 2,9— 4 км. Кровля этих пород постепенно погружается с запада на восток от 2,9 на Средне-Вилюйской до 3,8 км на Бадаранской разведочной площади.
Покрышкой для верхнепермского газоносного комплекса в пределах Хапча- гайского поднятия служит нижнетриасовая, преимущественно аргиллитовая толща, мощностью 80—130 м. В газоконденсатных залежах верхнепермского комплекса зафиксированы аномально-высокие пластовые давления (до 480 кгс/сма), превышающие на 100 кгс/см2 и более давления в нижнетриасовых продуктивных горизонтах, которые залегают всего лишь на несколько десятков метров выше.
По данным определения физических свойств по керну, отобранному при бурении на Средне-Вилюйской, Неджелинской и Мастахской разведочных площадях, для пермских песчано-глинистых отложений были построены следующие графики зависимости: а) изменения величины коэффициента открытой пористости от Cb- держания карбонатов, б) изменения величины коэффициента газопроницаемости от содержания карбонатов, в) коэффициентов открытой пористости от газопроницаемости, г) изменения коэффициентов открытой пористости, газопроницаемости й плотности с глубиной (скв. 19 Средне-Вилюйская площадь).
- Для Неджелинской разведочной площади график зависимости карбонатности от пористости и газопроницаемости был построен на основании анализов 327 образцов. По графику связи пористости и карбонатности видно, что между ними наблюдается гиперболическая зависимость: до величины пористости 7% карбо- натность уменьшается постепенно (от 25 до 1—6%), а начиная со значения кп = = 7% и выше происходит резкое уменьшение содержания карбонатов. По графику между проницаемостью и карбонатностью четкой зависимости не наблюдается.
Следует отметить также, что, начиная со значения проницаемости 0,1 мД и выше, наблюдается некоторое уменьшение разброса точек, т. е. снижение содержания карбонатов.
График связи пористости и проницаемости был построен по данным анализов 351 образца. Со значений проницаемости 0,03 мД и выше отмечается общая тенденция роста проницаемости с увеличением пористости. На графиках, построенных для Средне-Вилюйской и Мастахской площадей, описанные выше зависимости имеют аналогичный характер, отличаясь от Неджелинской (см. рисунок) еще большим разбросом точек. Анализ всех построенных графиков показывает, что между открытой пористостью и газопроницаемостью наблюдается лишь общая тенденция увеличения проницаемости с увеличением пористости.
Между коэффициентом открытой пористости верхнепермских песчано-алевритовых пород и их карбонатностью отмечается слабо выраженная обратная зависимость, а связь между коэффициентом газопроницаемости и карбонатностью для этих пород отсутствует.
В целом, судя по механическому каротажу некоторых скважин и литологическому описанию, породы перми характеризуются заметно большей степенью уплотнения по сравнению с триасовыми. В некоторых случаях на контакте пород перми с отложениями триаса эта тенденция выражена достаточно резко.
Приведенные данные позволяют предположить наличие трещиноватых песчаников и алевролитов в разрезе верхнепермских отложений, что подтверждается микропетрографическими исследованиями. Об этом свидетельствуют и резуль- ^пр,мА зоо-
200-* * .:
юа -
0001-
’I.— .'II11——1I I I
О 246 а 101214 кп;%
График зависимости проницаемости от пористости для верхнепермскогокомплекса (Неджелинская площадь)
таты.испытаний горизонтов, охарактеризованных по данным лабораторного анализа керна и механического каротажа как плотные, т. е. не содержащие пород- коллекторов порового типа. Присутствие трещиноватых коллекторов подтверждается при испытании скважин на приток нефти.
Трещиноватость терригенных пород, по-видимому, не может привести к существованию выдержанных по площади коллекторов. Она лишь увеличивает
проницаемость первичных гранулярных коллекторов и создает пути миграции: к ним.
Учитывая сильную литофациальную изменчивость верхнепермских пород, а также присутствие коллекторов порово-трещинного типа, можно предположить, что в пределах Хапчагайского поднятия в разрезе верхнепермского комплекса залежи газа имеют сложное строение. Об этом свидетельствует и неравномерное- распределение пластовых давлений в пределах рассматриваемых площадей.
Наиболее выдержанным в рассматриваемой части разреза является горизонт на границе перми и нижнего триаса, состоящий из ряда пропластков (Р2—Т). По имеющимся в настоящий момент материалам с ним связаны основные потенциальные запасы пермской толщи. Ниже по разрезу отмечаются, по-видимому, литологически экранированные ловушки, заполнение которых водой или газом: и распределение пластовых давлений не согласуются с гипсометрическим уровнем: пластов. Возможно, что формирование этих литологически ограниченных залежей связано с перетоками флюидов по зонам трещиноватости из более глубоких горизонтов.
Аномально-высокие пластовые давления в разрезе верхнепермского комплекса, вероятно, обусловлены высокими изолирующими свойствами нижне- кельтерской покрышки, сложенной тонкоотмученными аргиллитами хлорито- гидрослюдистого состава.
_ Таким образом, емкостные свойства пермской толщи, очевидно, в значительной степени обусловлены распределением коллекторов гранулярного типа, контролирующих размещение самих залежей.
На основании изложенного выше можно предположить, что в формировании газоконденсатных залежей на Хапчагайском поднятии определенную роль- играет существование неравномерно развитых трещиноватых зон, являющихся путями миграции и определяющих сложный гидродинамический режим рассматриваемого комплекса. При наличии поровой емкости в породах верхней перми трещиноватость резко увеличивает проницаемость и тем самым производительность вскрытых горизонтов.
УДК 552.5 : 551.31 : 551.73 (470.13)
Б. Я. ВАССЕРМАН, В. И. БОГАЦКИЙ, В. И. ЕРЕМЕНКО, Н. Б. РАССКАЗОВА, Л. И. ФИЛИППОВА
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ДЕВОНАВ СРЕДНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ ПРОГИБАХ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙНЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
В разрезе осадочного чехла Тимано-Печорской провинции наиболее перспективными для поисков месторождений нефти и газа являются терригенные поддо- маниковые отложения нижнефранского подъяруса верхнего девона и среднего девона. Значительные мощности этого комплекса накапливались в древних мобильных зонах, таких, как Печоро-Колвинский авлакоген и гряда Сорокина. Наиболее полно в настоящее время изучен Печоро-Колвинский авлакоген; строение и геологическая история гряды Сорокина известны еще недостаточно. Наличие в ее пределах девонских терригенных отложений предполагается по геофизическим данным."
Печоро-Колвинский авлакоген представляет собой узкую систему отрицательных и положительных структур северо-западного простирания. Ширина авлакогена достигает 120 км, длина^по-видимому, превышает 1000 км. В пределах этой системы открыты нефтегазовые залежи, продуктивные пласты которых приурочены к песчаникам афонинского, старооскольского и пашийского горизонтов. Мощность песчаников и глубина их залегания непостоянны по площади. На месторождениях Колвинского мегавала их мощность равна 25—30 м, а глубина погружения — до 3,5 км. На Шапкино-Юрьяхинском валу песчаники погружены уже до 4,2 км, их максимальная мощность составляет около 150 м, 180 .
а эффективная мощность проницаемых пластов по геофизическим данным достигает 120 м (Грубешорская площадь). В скв. 8 Кыртаель в южной части Печоро- Кожвинского мегавала толща такатинских песчаников имеет мощность около- 700 м и залегает на глубине почти 4 км.
Песчаники сложены преимущественно кварцем. Его содержание изменяется! от 70 на Шапкино-Юрьяхинском валу до 90—95% на структурах Печоро-Кож- винского и Колвинского мегавалов. Вместе с кварцем присутствуют полевые пшаты, слюдистые минералы, хлорит, обломки пород и акцессории. В песчаниках наиболее распространены структуры растворения с развитием конформных и инкорпорационных контактов и кварцевый, регенерационный цемент. Значительно меньше распространен глинистый, пленочный и поровый цемент хлори- тово-гидрослюдистого состава. На структурах Колвинского мегавала на этапе позднего эпигенеза глинистые минералы цемента замещались карбонатами (кальцитом и сидеритом, каолинитом и ангидритом). В песчаниках встречается и поровый битумный цемент.
Коллекторские свойства терригенных пород изменяются в значительных пределах. Пористость и проницаемость песчаников на Усинской площади 5— 17,4% и 150—1000 мД при их средних значениях 13% и 200—350 мД. В более погруженных пластах на Шапкино-Юрьяхинском валу по небольшому количеству определений пористость песчаников составляет 3—10,6%, проницаемость — 0,2—0,8 мД. На юге Печоро-Кожвинского мегавала пористость песчаников старооскольского горизонта изменяется от 6,2 до 13,3%, проницаемость — от 2 до 314 мД, а их средние значения равны 10% и 73 мД. Здесь в эйфельских отложениях на глубине почти 4 км пористость песчаников 3—9%, а проницаемость 0—36 мД.
Естественно, что для Печоро-Колвинского авлакогена проблема изучения терригенных коллекторов на больших глубинах имеет чрезвычайно важное- значение.
Основой для анализа коллекторов послужили данные о типах терригенных пород, характере цемента, глубине залегания, принадлежности пород к водо- или нефтенасыщенной части залежи, а также замеры отражательной способности витринита (ОСВ) и пластовых температур.
При обработке результатов определения величины отражательной способности витринита мы руководствовались положениями, изложенными в работах. Г. С. Калмыкова, С. С. Савкевича и П. А. Карпова.
В пределах Печоро-Колвинского авлакогена проведено несколько десятков, замеров отражательной способности витринита девонских терригенных пород, а также вышележащих отложений карбона и перми. На основании экстраполяции значений отражательной способности витринита каменноугольных и пермских пород этот показатель был вычислен и для более глубоко залегающих пород девона. Сравнение замеренных и вычисленных значений ОСВ показывает, что первые заметно больше вторых. Так, на Печорогородской площади замеренный показатели составляют 89—90 (10Во), а вычисленные по отношению к каменноугольным замерам — только 86. Еще более существенна разница показателей, вычисленных по отношению к пермским замерам. Например, на Шапкинской площади рассчитанные для карбона показатели составляют 86, а эти же показатели для перми — 81. Аналогичные соотношения величин ОСВ наблюдаются на Южно-Шапкинской и Верхне-Грубешорской площадях. Этот факт может быть, объяснен более глубоким погружением пород в девонский и в каменноугольный период или повышенным в это время температурным градиентом.
Некоторые дополнительные сведения можно получить в результате анализа распределения величины отражательной способности витринита в водо- и нефтенасыщенных породах, находящихся на разных глубинах. На рис. 1 видно, чти на одинаковой глубине отражательная способность витринита в нефтегазонасыщенных породах несколько меньше, чем в водонасыщенных. Это может быть связано с торможением эпигенетических процессов углеводородами нефти.
На этом же графике можно заметить, что среди образцов с примерно одинаковыми показателями ОСВ нефтегазонасыщенными оказываются породы, залегающие на меньших глубинах. Такое распределение величин отражательной способности витринита, имея в виду тормозящее действие углеводородов, может быть объяснено только относительно недавним поступлением в породы нефти, т. е.
недавним (в геологическом смысле) формированием или переформированиям залежей. Вывод об относительно молодой возрасту залежей подтверждается результатами анализа проявления эпигенетических процессов и геологической историей Печоро-Колвинского авлакогена.
Некоторые детали истории авлакогена могут быть уточнены с помощью анализа распределения величин отражательной способности витринита по площади (рис. 2). Так, очевидно, на большие глубины были погружены породы в пределах Печоро-Кожвинского мегавала. Здесь величина ОСВ достигает 91—109, что соответствует коксовой и более глубокой стадиям метаморфизма угля или погружению пород до глубины 4—6 км. При этом наиболее погруженные в настоящее время участки мегавала были относительно приподнятыми, а находящиеся
Рис. 1. Изменение отражательной способности витринита с глубиной.
1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники
сейчас на глубине 1,5—2 км породы девона в районе Дзеля-Терехевея были опущены до глубин, обусловивших максимальную (109) величину отражательной способности витринита. Эти данные могут служить подтверждением переформирования структурного плана Печоро-Кожвинского мегавала.
Связь с древним структурным планом более отчетливо прослеживается по изменению на площади величин отражательной способности витринита, приведенных к условной глубине 3,5 км. Эта отметка взята потому, что она является наиболее глубокой, для которой построена карта геоизотерм Тимано-Цечорской провинции. Наибольшее количество данных об отражательной способности имеется по Шапкино-Юрьяхинскому валу. В его пределах величина ОСВ увеличивается с севера на юг — от 77 на Василковской до 90 на Юрьяхинской площади. В этом направлении происходит уменьшение пластовых температур от 88 до 81° С. Такое изменение величины отражательной способности не может быть связано с современным температурным полем.
В настоящее время Шапкино-Юрьяхинский вал погружен в северном направлении. Это погружение, по-видимому, произошло относительно недавно, свидетельством чего является увеличение температуры в более мобильной северной части структуры. Величины же отражательной способности витринита определяются древним структурным планом и указывают на то, что в прошлом вал был более погружен в южной его части. Сходное соотношение отражательной способности витринита и температуры характерно и для Колвинского мегавала. Эти данные, вместе с результатами палеотектонического анализа, являются основой для разработки схемы переформирования залежей нефти и газа в пределах одной из перспективнейших структур Печоро-Колвинского авлакогена.
Как известно, величина отражательной способности витринита является показателем качества песчаных и алевролитовых коллекторов. В связи с этим небольшие значения ОСВ служат признаком существования удовлетворительных
пород-коллекторов независимо от современной глубины залегания. Имеются коллекторы и в породах с высокими' значениями отражательной способности витринита, что связано с наличием в таких породах нефтяных углеводородов.
Коллекторские свойства пород во многом зависят от интенсивности катагенетиче- ских процессов, определяемых некоторыми факторами, в том числе глубиной их современного залегания и масштабами погружения в прошлом. Учет только глубин современного погружения пород, по-видимо- му, не позволяет сделать однозначные выводы, например, распределение пористости в зависимости от пластовых температур показало, что величина пористости мало зависит от современных пластовых условий. Песчаники с кп = 10— 12% встречаются в пластах с температурой от 50 до 113° С, т. е. практически на любых глубинах. В то же время это распределение показывает, что нефтенасыщенные породы развиты в области относительно низких температур, что обусловлено миграцией нефти в приподнятые участки пласта.
Для изучения влияния катагенеза на терригенные породы более пригоден анализ распределения коллекторов по типам пород, характеру цемента и наличию вторичных изменений в песчаниках от- делЬно для водо- и нефтенасыщенных разностей.
Терригенные породы девона описываемой территории по размеру обломочной части весьма разнообразны—от крупно-
температура на глубине 3,5 кмтемпература на глубине 3,5 км1 — нефтяные и газовые месторождения, 2 —■ изотермы (°C); з — величина отражательной способности витринита1 — нефтяные и газовые месторождения, 2 —■ изотермы (°C); з — величина отражательной способности витринитазернистых песчаников до глин.
температура на глубине 3,5 км
температура на глубине 3,5 км
1 — нефтяные и газовые месторождения, 2 —■ изотермы (°C); з — величина отражательной способности витринита
1 — нефтяные и газовые месторождения, 2 —■ изотермы (°C); з — величина отражательной способности витринита
Распределение пористости по выделенным типам пород показывает, что наиболее-
часто встречаются мелко-среднезернистые песчаники, статистическим изучением которых целесообразно и ограничиться. Среди таких песчаников наиболее пористы нефтенасыщенные разности8 Необходимо установить, связано ли увеличение- пористости с замедляющим влиянием на катагенетические процессы нефтяных углеводородов или с поздним приходом нефти в породы, подвергшиеся катагене- тическому выщелачиванию. С этой целью проведен анализ распределения вели-
чины открытой пористости в зависимости от состава цемента, карбонатности, проявления растворения и регенерации обломочных зерен'в мелко-среднезернистых песчаниках. Результаты изучения показали, что наиболее часто встречаются слабоизвестковые песчаники с поровым глинистым цементом. Примерно у половины образцов карбонатность не превышает 1%, а у трети она меньше 0,5% или практически отсутствует. В таких породах пористость в основном равна 7— 12%. Образцы с пористостью 12—14% также наиболее типичны для неизвестковистых песчаников. Относительное увеличение пористости неизвестковистых песчаников, по-видимому, связано с выщелачиванием кальцита. Если учесть историю региона, можно предположить, что этот процесс имел весьма широкое развитие. Объем материала, к сожалению, не позволяет сделать более детальные выводы.
Как указывалось выше, в песчаниках часто встречаются структуры растворения и регенерации. По результатам статистического анализа последние более присущи нефтенасыщенным породам. Это служит еще одним подтверждением переформирования залежей и накопления нефти в катагенетически измененных породах.
Таким образом, величина открытой пористости в нефтегазоносной терригенной части разреза не является прямой функцией современной глубины их залегания. В значительной мере она определяется влиянием различных постседимен- тационных процессов на протяжении всей геологической истории региона, интенсивность которых во многом зависела от термодинамических условий в пласте и концентрации нефтяных углеводородов.
Перспективы нефтегазоносности девонских терригенных отложений Печоро- Колвинского авлакогена высоко оцениваются на всей его территории. На юге •они определяются большой мощностью терригенной толщи и связанной с ней возможностью присутствия пород с хорошими коллекторскими свойствами, а также вероятным наличием здесь скоплений углеводородов еще в доинверсион- ный период развития основных тектонических структур. В северной части высокие перспективы нефтеносности определяются слабым проявлением процессов катагенеза в терригенных породах и значительной площадью их развития.
Достаточно высоко оцениваются перспективы терригенного девона и на гряде Сорокина. При прогнозе промышленной нефтегазоносности этого объекта следует учитывать сведения, полученные по Печоро-Колвинскому авлакогену, и иметь в виду возможность существования пород с высокими коллекторскими свойствами на различных глубинах.
УДК 553.98.061.4 : 551.73 (571.1—14)
Я. СЕРДЮК, Н. П. ЗАПИВАЛОВ, В. Я. ШЕРИ ХОРА, Я. Г, РОЖОК»
Л. В, ЗАЛ АЗ А ЕВ А, С. М. ЯШИНА
НОВЫЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ КОМПЛЕКСНА ЮГЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ
В последние годы на некоторых площадях (Медведевская, Фестивальная, Урманская, Нижне-Табоганская, Останинская, Верх-Тарская, Малоичская) в южной части Западно-Сибирской плиты из пород доюрского комплекса были получены фонтанные притоки нефти и газа, что вызвало большой интерес геологов и геофизиков к этим образованиям. Одни из них высоко оценивают их дер- спективность и считают новым нефтегазоносным комплексом, заслуживающим быстрейшего всестороннего изучения. Другие, наоборот, считают их нефтегазоносность незначительной. Такая неоднозначная оценка обусловлена прежде всего отсутствием надежной геологической и геофизической информации. В большинстве случаев вскрываемая скважинами мощность доюрских образований не превышает трех—четырех десятков метров. Лишь в 51 скважине из 410, пробуренных на юге Западно-Сибирской плиты, по этим породам пройдено около 100 м и более.
Выход керна составил в среднем 10%, Самый низкий выход керна был получен по известнякам (7%), а самый высокий — по эффузивам (13%) и интрузивам (16%).
Глубины вскрытия доюрских образований различны: вблизи палеозойского обрамления они составляют 0,900—1 км, во внутренней зоне — 2,7—3,2 км и более. Мощность комплекса по данным геофизиков значительна (2—5 км и более).
Доюрский комплекс представлен осадочными породами, осложненными на некоторых площадях магматическими образованиями, преимущественно среднего и основного составов. Возраст комплекса по данным изучения фауны в 44 разрезах скважин датирован средним девоном — пермью. Широкое развитие получили морские карбонатные и в меньшей степени терригенные породы среднего девона — нижнего карбона, являющиеся основными коллекторами нефти и газа в отложениях этого комплекса.
Карбонатные коллекторы. Ведущее место в этой группе занимают известняки, вскрытые 71 скважиной на 47 площадях (рис. 1). Среди известняков выделяются органогенные, хемогенные и органогенно-обломочные разности.
Органогенные известняки серые и темно-серые, массивные или кавернозно-трещиноватые вскрыты скважинами на Южно-Демьянской, Верх-Тарской, Пограничной и Тенисской площадях, в Средне-Нюрольской впадине и на Средне-Васюганском мегавале и имеют, возможно, рифогенную природу.
На Верх-Тарскои площади эти известняки вскрыты четырьмя скважинами. Породы серые и буровато-серые, кавернозно-трещиноватые, с зеркалами скольжения и плоскостями притирания. Структура их органогенная и органогенно- детритусовая с криптокристаллическим и мелкозернистым строением карбоната, представленного кальцитом и доломитом. Последний в виде ромбовидных зерен развивается по кальциту, инкрустирует стенки каверночек и трещин. Кальцит выполняет остатки раковин и ядра фораминифер, брахиопод, пелеципод, остра- код, мшанок и криноидей, 'составляющих до 75—80% породы.
В некоторых образцах органогенных известняков встречается большое количество трещин, каверночек, пустоток (до 10—25% и более поверхности шлифа). Каверночки и пустотки выщелачивания нередко локализуются около трещин и соединяются между собой тончайшей системой канальцев; природа трещин в основном тектоническая. Каверны и пустоты появились, по-видимому, несколько позднее трещин в результате циркуляции по ним растворов и последующего растворения, выщелачивания карбонатного вещества. Эти процессы в местах наиболее интенсивного проявления способствовали образованию коллекторов в карбонатных породах.
Для предварительной оценки емкостных и фильтрационных свойств органогенных известняков пришлось использовать все материалы бурения и испытания скважин, имеющиеся результаты определения открытой пористости, значения плотности и др. Было установлено^ что в зоне развития трещинно-кавернозных органогенных известняков имеются скважины с интенсивным поглощением промывочной жидкости (Верх-Тарская скв. 5, Пограничная скв. 1). Подобные явления довольно часто встречаются в зонах развития трещиноватых и закарстован- ных карбонатных пород и в других нефтегазоносных областях [1].
Из некоторых скважин, вскрывших органогенные известняки, были получены промышленные притоки нефти и газа (Верх-Тарская скв. 3, Урманская скв. 1, Останинская скв. 435, Медведевская скв. 6 и др.) или воды со значительным дебитом (20 м3/сут). Величина открытой пористости составляет от 1—2 до 10—15% (Верх-Тарская скв. 3, Казанская скв. 3). Трещинная и кавернозная пористости отдельно не определялись, однако во многих работах указано, что в карбонатных коллекторах основную емкость составляют каверны [3].
Хемогенные известняки, встречающиеся как в виде мощной толщи осадков, так и небольшими прослоями среди органогенных известняков, установлены в скважинах Речной, Мурасовской, Мартовской, Мегионской, Южно-Соснинской, Никольской и других площадей и представлены серыми, темно-серыми до черных разностями однородно-массивными или тонкогоризон- тально-слоистыми. Сложены хемогенные известняки криптокристаллическим кальцитом, иногда перекристаллизованным в мелко-среднезернистую разность.
Рис. 1. Схематическая карта пород-коллекторов промежуточного комплекса (средний девон — триас) южной части Западно-Сибирской плиты.
В некоторых разрезах наблюдается отчетливо выраженная доломитизация извест- ' няков (Мыльджинская скв. 1, Медведевская скв. 6, Речная скв. 1, Казанская скв. 3, Мартовская скв. 430, Малоичская скв. 2 и др.). Доломит развивается по- кальциту, образуя ромбовидные изометричные зерна, реже сферолиты и их отдельные фрагменты.
Наиболее детально литолого-петрографические особенности и коллекторские свойства этой разновидности пород изучены по Малоичской скв. 2. Здесь разрез палеозоя представлен интенсивно трещиноватыми доломитовыми и доломитизи- рованными известняками серого и буровато-серого цвета, участками переходящими в известковые доломиты.
Рис. 2. Образец известняка доломитового кавернозного (скв. 2 Малоическая площадь, ' интервал 2841—2846 м, нефтеносный пласт)
Известняки доломитовые и доломитизирован- н ы е характеризуются мелкозернистой и мелко-среднезернистой структурой, однородной и реже брекчиевидной текстурой. Основной фон породы составляют зерна кальцита неправильной, округло-изометричной и ромбовидной формы (рис. 2). По кальциту повсеместно развиваются мелкозернистые и крупносреднезернистые зерна вторичного ромбовидного доломита. Нередко зерна кальцита и доломита покрыты тончайшей пленкой бурого и желтого битума, выполняющего отдельные каверночки, поры и трещинки. Иногда известняки содержат незначительную примесь гидрослюды и монтмориллонита в порах между зернами кальцита и доломита.
Доломиты известковые встречаются от мелкозернистых до среднезернистых, текстура их либо однородная, либо брекчиевидная за счет присутствия остроугольных, призматических и неправильных обломков более темного известняка. Основная масса породы состоит из ромбовидных и изометричных зерен доломита, либо соприкасающихся друг с другом, либо разделенных гидро- слюдистым монтмориллонитовым материалом, пигментированным бурым битумом. Битум также встречается в виде капелек и пленочек в порах, вокруг зерен. В породе развит глобулярный пирит, образующий иногда гроздевидные скопления, бесформенные стяжения.
Высокий процент карбонатности (от 80,8 до 99,2%) свидетельствует о достаточной химической чистоте описываемых карбонатных пород. При пересчете результатов химических анализов на кальцитовую и доломитовую компоненты
установлено, что содержание СаСО3 в карбннатных породах Малоичской скв. 2 колеблются от 52,29 до 57,11, a MgCO3 — от 35,01 до 39,4%.
Значения открытой пористости доломитовых известняков и известняковых доломитов, определенные для 35 образцов методом Преображенского, изменяются от 1 до 6%. Пористость палеозойских известняков Малоичской скв. 2, определенная по относительному сопротивлению и данным НГК, составляет от 9—10 до 12—13%. Значения трещинной проницаемости, определенной по методике Н. В. Мельникова (СНИИГГИМС), варьируют от 0 до 300 и редко достигают -6000 мД.
О том, что на Малоичской площади развиты емкие коллекторы, свидетельствуют и результаты бурения Малоичской скв. 1, расположенной в 2,2 км севернее скв. 2. В процессе ее бурения на глубине 2835 м (кровля палеозойских известняков) произошел провал инструмента с последующим поглощением бурового раствора (100 м3/ч без выхода циркуляции). Восстановить циркуляцию не удалось, и скважина была ликвидирована по техническим причинам. Подобные осложнения наблюдались и при бурении скв. 5, И на Верх-Тарской площади, где также развиты известняки.
Опыт бурения в нефтегазоносных областях Урало-Поволжья, Башкирии, Тимано-Печорского Приуралья говорит о том, что подобные осложнения возникают при бурении трещинно-кавернозных и закарстованных карбонатных пород [1].
Органогенно-обломочные известняки были встречены на Вартовской (скв. 335), Нагорнинской (скв. 2), Средне-Васюганской (скв. 1) и Рявкинской (скв. 5) площадях. Выделяются мелкозернистые, среднемелкозернистые, крупнозернистые и гравелитистые разности соответственно •с размерами обломков от 0,01 до 5 мм. Окраска пород серая и темно-серая. Слагаются они на 70—85% обломками переотложенного органогенного (мшанкового, •фораминиферового, водорослевого) и реже хемогенного криптокристаллического известняка. Цементирует обломки криптокристаллический и мелкозернистый кальцит. Иногда в цементе развиваются сферолиты доломита, придающие породе псевдоолитовую текстуру. В известняках нередко встречаются трещинки и кавер- ночки выщелачивания, обуславливающие их неплохие коллекторские свойства.
Терригенные коллекторы. Наибольший интерес в этой группе коллекторов представляют песчаники (рис. 1). Они вскрыты 50 скважинами, расположенными на восточных бортах Нижне-Вартовского и Каймысовского сводов, на южных склонах Старосолдатского и Парабельского, на площадях Ажармин- ■ского и Верхне-Демьянского мегавалов, Усть-Тымской впадины и Тарско-Му- ромцевского мегапрогиба.
Среди песчаников встречаются мелкозернистые и среднезернистые разности, массивные и слоистые, окрашенные в светло-серые и темно-серые тона. Иногда породы разбиты трещинами, выполненными кальцитом, доломитом и сидеритом. Встречаются зеркала скольжения и плоскости притирания (на Каймысовском ■своде, Парабельском мегавале).
Песчаники полимиктовые, кварц-полевошпатовые, кварцевые, кварц-гр аувак- ковые и туфогенные. Состав цемента обычно сложный: хлорит-каолинитовый, ■сидерит-гидрослюда-хлоритовый, гидрослюда-каолинитовый, кальцит-сидерит- каолинитовый, доломит-кальцитовый и кальцитовый. Тип цементации контакто- ■во-поровый и порово-пленочный; нередко встречается порово-базальный и реже •базальный (доломит-кальцитового состава). Иногда развит цемент регенерацион- яый кварцевый. Количество цемента колеблется от 3—5 до 45% (в случае его карбонатного состава).
Коллекторские свойства песчаников изучены слабо. Значения открытой пористости изменяются в них от 2,1 до 28,5%. Самые высокие значения открытой пористости были получены в песчаниках Чулымской скв. 1, Ажарминской скв. 450, Вартовской скв. 335, Шахматной скв. 2, Саргатской скв. 1, Завьяловских скв. 3,
В этих же разрезах скважин песчаники характеризуются проницаемостью IV и V, реже III классов (по А. А. Ханину).
Максимальная притоки воды О 20 м3/сут), свидетельствующие о неплохих ■емкостных свойствах песчаников, были получены в Камышловской скв. 2, Завьяловских скв. 3, 4, Саргатской скв. 1, Черемшанской скв. 1. Значительные притоки были также установлены при испытании песчаников в скважинах Бочка-
ревской скв. 1, Озерной скв. 71, Катыльгинской скв. 91, Передовой скв. 190, Тымской скв. 1 и др.
В породах многих разрезов скважин на глубинах свыше 2,5—3 км наблюдаются вторичные выделения каолинита по полевым шпатам, слюдам, хлориту, эпидоту — цоизиту, возможно, обусловленные в отдельных случаях миграцией глубинной углекислоты по зонам разломов и оперяющим их трещинам. Эти явления находят отражение и в гидрохимическом составе подземных вод [2].
На ряде площадей скважинами были вскрыты кремнисто-глини- стые брекчиевидныепородыс неплохими емкостными свойствами (Останинская, Западно-Останинская площади). Так, в Останинской •скв. 436 в интервалах 2,738—2,746 и 2,767—2,771 км, открытая пористость этих пород колеблется от 18,1 до 28,7%.
Породы некарбонатные состоят из неокатанных кремнисто-глинистых и органогенно-кремнистых остроугловатых обломков размером до 1—3 см, сцементированных каолинитом. Подобного облика и состава породы были встречены на Кулайской, Литковской, Усть-Сильгинской, Белоярской площадях.
Как видно из всего изложенного выше, в отложениях промежуточного комплекса получили развитие карбонатные коллекторы трещинно-кавернозного типа и терригенные коллекторы смешанного типа — гранулярного и трещинного, имеющие широкое площадное распространение и нередко характеризующиеся неплохими емкостными и фильтрационными свойствами.
Встреченные в толще карбонатных и терригенных пород магматические образования (диабазовые, базальтовые порфириты, конгадиабазы, диориты, кварцевые порфиры и др.), по-видимому, в основном связаны с трапповым вулканизмом, широко проявившимся в Сибири в верхнепалеозойское время. Они образуют дайки и силлы, мало влияющие на вмещающие их породы (вторичные изменения -фиксируются лишь в приконтактовой зоне в виде уплотнения, карбонатизации, пиритизации, перекристаллизации и т. д.). Внедрение магматических тел в карбонатные и терригенные породы приводит к интенсивной их трещиноватости, улучшению емкостных и фильтрационных свойств пород.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
В а р и н и ч ев а Н. И., Щ е р б а В, А., К ан Е. К. Карстовый и трещинный типы коллекторов на Оренбургском газоконденсатном месторождении. — «Геология нефти и газа», 1973, № 2, с. 44—59.
Розин А. А., Сердюк 3. Я. К вопросу выявления разломов в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты по минералого-петрографическим и гидрохимическим аномалиям.— «Труды СНИЙГГИМС», 1973, вып. 132, с. 84—89.
С м е х о в Е. М. Некоторые новые данные о современном состоянии изученности проблемы трещинных коллекторов нефти и газа. — «Труды ВНИГРИ», 1965, вып. 242, с. 7 — 48.
УДК 552.5 : 551.73 (574.12)
Б. К. ПРОШЛЯКОВ, Т. И. ГАЛЬЯНОВА , А. Н. ДМИТРИЕВСКИЙ, Ю. Г. ПИМЕНОВ
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙБИИКЖАЛЬСКОЙ СВЕРХГЛУБОКОЙ СКВАЖИНЫ СГ-2
Коллекторские свойства надсолевых отложений Биикжальского района достаточно изучены по материалам бурения структурных скважин. В мезозойских отложейиях имеются пласты песчано-алевритовых пород, обладающие высокими емкостными и фильтрационными свойствами. Однако коллекторские свойства соленосной, а тем более подсолевой толщ практически не исследо- ваны, поэтому материалы, полученные при бурении Биикжальской скв. СГ-2, представляют большой интерес не только при изучении коллекторов юго-востока, но и всей Прикаспийской впадины.
Подсолевые отложения Биикжальского разреза (интервал 4,767—6,028 км) представлены обширным комплексом осадочных пород: аргиллитами, глинами,
алевролитами, песчаниками, известняками, доломитами, мергелями и всевозможными осадочными образованиями промежуточного состава.
Ниже приводится характеристика коллекторских свойств терригенных и карбонатных подсолевых пород по литологическим пачкам и толщам.
Алевролитово-глинистая пачка (4767—4880 м) сложена аргиллитами и алевролитами, среди которых встречаются маломощные прослои карбонатных пород. Наибольший интерес, как возможные породы-коллекторы, представляют алевролиты серые и темно-серые, но чаще с повышенным содержанием карбонатного и глинистого материала, иногда песчанистые.
По данным единичных определений, открытая пористость алевролитов и глинисто-алевритовых пород составляет 8—8,5%, а плотность — 2,4—2,48 г/см3. В образцах керна алевролиты обычно тонко переслаиваются с глинисто-алевритовыми и глинистыми темно-серыми и серыми породами, обогащенными органическим веществом. Наличие глинистых прослоев снижает коллекторские качества алевролитовых пластов. ■ -
Карбонатные породы из этой пачки представлены плотными известководоломитовыми образованиями и мергелями серой и буровато-серой окраски. Они характеризуются низким^ значениями открытой пористости (около 2,5%) и высокой плотностью (2,63 г/см3). В породах имеются тонкие трещины (до 1— 2 мм), но они заполнены вторичным кальцитом и на качество коллекторов большого влияния не оказывают. По данным промыслово-геофизических исследований, можно считать, что карбонатные породы образуют лишь небольшие пропластки и как коллекторы интереса не представляют.
Гравелитово-песчаниковая пачка (4880—4980 м) сложена породами, существенно отличающимися от вышележащих по структурнотекстурным признакам. Здесь встречаются мелкогалечные конгломераты, гравелиты, песчаники. Породы двух первых типов весьма плотные, прочно сцементированные с очень низкими коллекторскими параметрами.
Песчаники имеют различное строение. Среди них выделяются разнозернистые (с примесью гравия), средне- и мелкозернистые.
Разнозернистые песчаники характеризуются низкой отсортированностью обломочного материала и содержат до 25—30% пелитового материала, что не дает оснований для положительной оценки их коллекторских свойств.
В средне- и мелкозернистых песчаниках содержание цемента снижается иногда до 15—20%. Обломочный материал имеет лучшую отсортированность. Выполненные определения показали, что породы обладают сравнительно высокой открытой пористостью до 8—9%, а полная пористость их достигает 13,5%. Эти величины существенно превышают соответствующие значения на аналогичных глубинах в нижнетриасовых красноцветных породах из Аралсорской скважины СГ-1 (Ап. о — 3—7%).
Проницаемость описанных терригенных пород, судя по единичным определениям, невелика (~1 мД), что согласуется с данными по Аралсорской скв. СГ-1, из которой керн извлекался более регулярно. Как известно, повышение давления и температуры с глубиной, сопровождаемое к тому же усилением химической активности ряда компонентов, приводит к ухудшению коллекторских свойств пород за счет их уплотнения и выделения минеральных новообразований. Присутствие нефти, как это показано в ряде работ *, существенно тормозит течение этих процессов. Это обстоятельство дает основание считать, что насыщенные жидкими углеводородами песчано-алевритовые породы могут сохранять-высокие коллекторские свойства и при погружении на значительные глубины. Это подтверждается промышленными притоками нефти с глубины 6,262—6,279 км в Южной Луизиане (США), с 5,34 км в Волгоградском Поволжье и др.
К арбонатно-аргиллитовая толща залегает на глубине 4,98—5,268 км. В этом интервале наиболее регулярно отбирался керн, и коллекторские свойства изучены здесь наиболее полно. Описываемая часть разреза
г Первые геологические результаты сверхглубокого бурения в Западном]Казахста- не. — В кн.: Материалы научно-технического совещания по глубокому бурению. М., «Недра», 1964, вып. 2, с. 3—104, с ил. Авт.: М. М. Чарыгин, Ю. М. Васильев, В. К. Прошляков и др.
Чепиков К. Р., Ермолова Е. П., Орлова Н. А. К вопросу об изменении пористости песчаных пород с глубиной. — «Доклады АН СССР». Т. 144. 1962, вып. 2, с. 435—
представлена в основном карбонатными и глинистыми образованиями, среди которых встречаются и обломочные породы.
Большая глубина залегания описываемых отложений определяет их значительное уплотнение.
Плотность известняков и доломитизированных известняков составляет 2,63—2,66, а песчано-алевритовых и глинистых пород — 2,28—2,62 г/см3. Наиболее низкие значения характерны для глинистых образований.
Пористость т/ород колеблется в широком диапазоне, что определяется их различной склонностью к уплотнению на больших глубинах. В глинистых породах (глинах, аргиллитах) открытая пористость варьирует от 4,9 до 13, а в известняках от 0,51 до 4,37%. Максимальная полная пористость отмечена в глинистых породах (15,5%).
С увеличением глубины залегания от 5,078 до 5,268 км пористость однотипных пород несколько снижается, хотя в отдельных интервалах намечаются отклонения в сторону как понижения, так и повышения. При оценке характера изменения пористости всех пород в целом эта зависимость проявляется значительно слабее.
Сравнение однотипных пород, отобранных с примерно одинаковых глубин (5—5,3 км) из Биикжальскбй скв. СГ-2 и Аралсорской СГ-1, показывает, что в последней осадочные образования более уплотнены и менее пористы (&п. о = = 3—6%). Это обстоятельство противоречит известному положению о том, что более древние породы должны быть уплотнены сильнее, чем молодые (в Аралсорской скв. СГ-1 на глубине 5—5,3 м залегают надсолевые, ветлужские отложения). По-видимому, здесь большое влияние оказывает состав пород, а точнее, связанное с ним литостатическое давление. Дело в том, что Биикжальский разрез в интервале 1,373—4,51 км (3,137 км) слагается каменной солью, имеющей плотность 2,2, а Аралсорский в интервале 2,5—4,51 км состоит из пород с плотностью преимущественно 2,4—2,58 г/см3 (в среднем. 2,48 г/см3).
Кроме того, на степени уплотнения отражаются, очевидно, аномально-высокие пластовые давления, наличие которых намечается по геофизическим данным.
Внешний вид пород, а также выборочное определение газопроницаемости для отдельных образцов показывает, что фильтрационными свойствами они практически не обладают. Открытые трещины ни в карбонатных, ни в терригенных породах не обнаружены. Материалы промыслово-геофизических исследований тоже не дают оснований для выделения Пород-коллекторов в интервале 4,98— 5,268 км.
Нийсележащая терригенная толща (5,268—6,028 км) охарактеризована керновым материалом весьма слабо. Здесь керн извлекался только из десяти интервалов. Всестороннее его изучение с учетом данных промысловогеофизических исследований позволяет считать, что коллекторы описываемой части разреза слагаются преимущественно песчаниками и песчано-алевритовыми породами со значительным количеством глинисто-карбонатного цемента, лишь иногда составляющим менее 20%.
Коллекторские свойства пород довольно разнообразны. Плотность колеблется в пределах 2,43—2,62 г/см3, а открытая пористость составляет от 3,72 до 12,71%. Для песчано-алевритовых пород характерна весьма четкая зависимость пористости от содержания растворимой (в 6% НС1) части: чем выше ее доля, тем ниже пористость и наоборот. Пелитовая (глинистая) фракция пород менее отрицательно сказывается на величине пористости. Пористость песчаных и глинистых пород в этой толще на равных глубинах примерно одинакова, что наблюдалось на больших глубинах и в Аралсорской сверхглубокой скважине. Интересно следующее явление — с глубины 5,743 км происходит резкое снижение открытой пористости всех терригенных пород от 7—12 до 3—5%. Это изменение приурочено к пограничной зоне между нижними песчаниковой и аргиллитовой пачками. В связи с этим возникает предположение о возможности существования размыва между отмеченными выше литологическими объектами.
Проницаемость пород терригенной пачки невелика. В песчаниках в плоскости, параллельной наслоению, она достигает максимума — 0,777 мД и имеет несколько меньшие значения в перпендикулярном направлении. Такие низкие величины проницаемости определяются в первую очередь высокой степенью уплотнения пород, связанной с большими глубинами, а также значительным
количеством цементирующей части, обычно превышающей 20%. Последняя представлена глинистым материалом и кальцитом. Сравнение проницаемости песчаников, извлеченных с небольших глубин, показало, что существует довольно отчетливая прямая зависимость рассматриваемого параметра от количества обломочного материала: чем больше доля последнего в образце, тем выше проницаемость, Подобная зависимость наблюдается и в мезозойских отложениях различных районов Прикаспийской впадины на небольших и средних глубинах. Проницаемость аргиллитов на 1—2 порядка ниже,чем у песчаников и алевролитов. Надо, однако, учитывать, что помимо матричной проницаемости может быть трещинная и каверновая. В образцах извлеченных пород зияющие трещины и каверны не обнаружены. Наряду с этим в керне с глубины более 5 км встречаются трещины, залеченные кальцитом, а в шламе присутствуют агрегаты вторичного кальцита, заполнявшего трещины. Судя по величине этих агрегатов, раскрытость- трещин достигала 10 мм и более. В благоприятной геологической обстановке такие трещины могли быть заполнены углеводородами. Не исключено, что такие условия имели Место и в Биикжальском районе.
Итак, результаты исследования коллекторских свойств пород подсолевого комплекса показали, что: _ .
в разрезе распространены преимущественно терригенные, песчано-алевритовые породы-коллекторы;
наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают песчано-алевритовые породы терригенной толщи (5,422—5,743 км) и гравелитово-песчанико- вой пачки (4,880—4,98 км); 4
глинистые и карбонатные породы обладают крайне низкими коллекторскими свойствами и при отсутствий трещиноватости являются надежными покрышками для залежей нефти и газа;
ниже 5 км в терригенных породах широко развита трещиноватость, но в настоящее время трещины залечены кальцитом;
коллекторы кавернозного типа в подсолевых отложениях не встречены; они, как известно, характерны для карбонатных пород, но последние извлечены из скважины как единичные образцы, поэтому вопрос об их наличии в разрезе пока остается открытым;
учитывая консервирующее влияние жидких углеводородов на коллекторские свойства, можно ожидать, что при наличии в разрезе Биикжальской сверхглубокой скважины насыщенных нефтью пород последние будут обладать достаточно высокими пористостью и проницаемостью.
УДК 552.5 К : 551.76 (571.1)
С. И. ШИШИГИН
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ КАЧЕСТВА КОЛЛЕКТОРОВМЕЗОЗОЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ РАВНИНЫ
В разрезе мезозоя выделено пять основных нефтегазоносных комплексов (сверху вниз): апт-альб-сеноманский, готерив-барремский, верхневаланжинский, верхнеюрский, нижне-среднеюрский.
Каждый из перечисленных комплексов характеризуется своими особенностями геологического строения: площадным распространением и мощностью, фациями, вещественным составом коллекторов и покрышек; объемом, качеством и закономерностями изменения коллекторских свойств пород по простиранию, физико-химическими свойствами вмещающих флюидов (нефти, воды и газа) и т. д.
Эффективность нефтепоисковых работ в слабо изученных районах зависит от прогнозирования коллекторов по их качеству. Наиболее правильно эту задачу можно решать путем выявления закономерностей изменения коллекторских свойств пород в каждом комплексе мезозойского разреза.
Породы-коллекторы мезозоя Западно-Сибирской плиты изучены в целом довольно хорошо. Весь разрез осадочных пород до глубины 3—4 км охарактеризован большим количеством анализов керна (более 50 тысяч) и результатами гидродинамических исследований скважин (около 15 км суммарной мощности).
Апт-альб- сеноман. Отложения этого возраста имеют континентальное происхождение. В разрезе апт-альб-сеномана каждому ярусу соответствует свое соотношение песчано-глинистых пород. Так, в сеномане преобладают (60— 80%) песчано-алевритовые породы, в альбе — глины и глинистые алевролиты, и, наконец, апт сложен всеми перечисленными разностями примерно в одинаковом соотношении.
Рис. 1. Схематические карты развития коллекторов сеномана и нижнего мела Западно-Сибирской равнины.
а — апт-альб-сеноман; б — готерив-бар рем; в — "верхний валанжин; I — границы распространения отложений; 2 — отсутствие коллекторов (отложения глинистой фации); зоны коллекторов: з — I класса, 4—II класса, 5 — III класса, 6 — IV класса, 7 — V класса; 8 — границы между зонами коллекторов
В этом разрезе по проницаемости выделяются пять зон соответствующих коллекторам/ (более 1000 мД), II (500—1000 мД), III (100-500 мД), IV (10— 100 мД) и V (менее 10 мД) классов (по А. А. Ханину) [рис. 1, а]. К коллекторам первой зоны относятся песчаники с очень высокой проницаемостью и емкостью, залегающие в срединных районах севера, а также в прибортовых частях низменности. Площадь первой зоны составляет 36% от всей площади пород комплекса. Вторая зона содержит коллекторы в основном высокой емкости и проницаемости, примыкает к предыдущей зоне, ширина ее колеблется в пределах 45—60 в Приуралье, 60—160 на юге и юго-востоке и 75—270 км на севере. На эту зону приходится 29% площади всей свиты. Коллекторы среднего качества (III класс) развиты в третьей зоне, которая своеобразным неправильным кольцом вписана
13 Заказ 1488 ^^
Площадь, объем комплексов и доля пород-коллекторов в них
Доля зон комплексов, в которых породы-кол
КомплексыКомплексыАпт-альб-сеноман . Готерив-баррем . Верхний валанжин Верхняя юра . , Нижняя + средняя юра В целомАпт-альб-сеноман . Готерив-баррем . Верхний валанжин Верхняя юра . , Нижняя + средняя юра В целомО2%$8Ви5IsОйIО SS" Is bS3 я h2,418448653032,1173915654,71,9319340,41,9057150,4561,57392——2225• —358,556О2%$8Ви5IsОйIО SS" Is bS3 я h2,418448653032,1173915654,71,9319340,41,9057150,4561,57392——2225• —358,556II3» «и8% И .3 и О.5 г?§8 ’§8*И О S3 Н^ о -етД Я S Soо к§585 з В яSg35,970824829,47,4464162,622,00,2313,091,60,8742,2243,9—266,51,716,1—422,41419,0II3» «и8% И .3 и О.5 г?§8 ’§8*И О S3 Н^ о -етД Я S Soо к§585 з В яSg35,970824829,47,4464162,622,00,2313,091,60,8742,2243,9—266,51,716,1—422,41419,0
Комплексы
Комплексы
Апт-альб-сеноман . Готерив-баррем . Верхний валанжин Верхняя юра . , Нижняя + средняя юра
В целом
Апт-альб-сеноман . Готерив-баррем . Верхний валанжин Верхняя юра . , Нижняя + средняя юра
В целом
О
2%
$8
Ви
5
Is
Ой
I
О S
S" Is bS
3 я h
2,41
844
865
303
2,11
739
156
54,7
1,93
193
4
0,4
1,90
57
15
0,456
1,57
392
—
—
2225
• —
358,556
О
2%
$8
Ви
5
Is
Ой
I
О S
S" Is bS
3 я h
2,41
844
865
303
2,11
739
156
54,7
1,93
193
4
0,4
1,90
57
15
0,456
1,57
392
—
—
2225
• —
358,556
II
3» «и
8% И .
3 и О.
5 г?
§8 ’
§8*
И О S3 Н^ о -
етД Я S So
о к
§58
5 з В я
Sg
35,9
708
248
29,4
7,4
464
162,6
22,0
0,2
31
3,09
1,6
0,8
74
2,224
3,9
—
26
6,5
1,7
16,1
—
422,414
19,0
II
3» «и
8% И .
3 и О.
5 г?
§8 ’
§8*
И О S3 Н^ о -
етД Я S So
о к
§58
5 з В я
Sg
35,9
708
248
29,4
7,4
464
162,6
22,0
0,2
31
3,09
1,6
0,8
74
2,224
3,9
—
26
6,5
1,7
16,1
—
422,414
19,0
во вторую. Четвертая зона коллекторов (IV класс) охватывает огромную территорию Приенисейского района.
В сторону Ханты-Мансийской впадины большая часть разреза рассматриваемого комплекса глинизируется, что отражается на качестве коллекторов. Здесь развиты коллекторы пониженной и низкой проницаемости и емкости.
Отложения апт-альб-сеномана имеют наибольший объем пород с промышленно-проницаемыми коллекторами — около 48% от всех комплексов мезозоя (см. таблицу).
Готерив-баррем. Мелководноморские отложения вартовской свиты в южных районах сменяются лагунными пестроцветными осадками киялинской свиты. Почти на всей территории равнины они представлены чередованием пластов песчаников, алевролитов и глин, соотношение которых в разных районах различное. Так, в Среднем Приобье выделяются вверху песчаные пачки группы А, внизу — группы Б, между'ними залегает довольно мощная (30—40 м) и выдержанная пимская глинистая пачка. Полностью в глинистой фации породы готе- рив-баррема развиты в Надымской и Ханты-Мансийской впадинах, а также в пределах Шаимского вала. Эта зона отсутствия Коллекторов имеет форму неправильного овала и составляет 5,5% площади развития всех пород готерив-бар- рема (см. таблицу).
На территории низменности выделено пять зон развития коллекторов (см. рис. 1, б). Коллекторы первой зоны находятся в юго-западном и юго-восточном участках, а также в районе Каймысовского и Васюганского сводов. Эти участки окаймляются в основном второй зоной, на долю которой приходится 22% всей площади (см. таблицу). Коллекторы третьей зоны развиты в Приуралье й южных районах, откуда широкой полосой протягиваются в субмеридиональном направлении на север. Площадь этой зоны охватывает около 47% всей площади, занимаемой породами готерив-баррема (см. таблицу). В третью зону коллекторов вписываются последовательно четвертая и пятая, пока, наконец, этот комплекс не замещается зоной полностью глинистых пород, имеющей в плане форму вытянутого неправильного овала. На готерив-баррем приходится 35% объема промышленно-проницаемых пород всего разреза мезозоя.
Валанжин. Породы-коллекторы в региональном плане связаны преимущественно с верхним валанжином, представленным исключительно в фациях мелкого моря. Песчано-алевритовые породы в южных районах мощностью 40— 50 м известны под названием тарской свиты. По простиранию облик пород несколько меняется. В Среднем Приобье аналогом служит верхнемегиопекая свита с пластами Б7—Би суммарной мощностью 100—120 м.
по качеству (составили С. И. Шишигин, Н. С. Федорова)
лекторы соответствующего класса развиты или отсутствуют
III
ГУ
V
Глины
Й 0
и я
"к
t° о ©з
0
п
° я
Цо о
§1 А КС о
Is
3* я
"s S к Sd
35 «1
si ii и 5
s к l§ о p
ii * ж
Sss
§1 «6 Is 5 2 Й я
з' я
“s
Ji
og
si
592
208
24,6
204
70,5
8,36
41
14,5
1,74
985
345
46,7
133
46,6
6,3
256
89,5
12,1
116
40,6
5,5
990
99,01
51,3
373
37,27
19,3
102
10,21
5,3
430
43,04
22,3
245
7,35
12,9
366
11,0
19,3
520
15,56
27,3
680
20,41
35,8
121
30,6
7,8
423
105,9
27,0
1000
249
63,5
—
—
—
—
689,96
31,0
—
271,27
12,2
378,77
17,0
—
104,05
4,7
В пределах Западно-Сибирской равнины верхний валанжин представлен глинами на территории, площадь которой составляет 22% всей площади распространения пород (см. таблицу). Эта зона находится в западной части и занимает южные районы Тюменской области, Ханты-Мансийскую и Надымскую впадины (см. рис. 1, в).
В региональном плане самым широким развитием пользуется зона коллекторов средней проницаемости и емкости (III класс), на долю которой приходится более 50% всей территории. На фоне ее сравнительно небольшими овалами залегают коллекторы лучшего качества — преимущественно высокой (3%) и очень высокой (менее 1%) проницаемости. Между зоной отсутствия коллекторов (глинистые фации валанжина) и зоной коллекторов III класса размещаются относительно узкими полосами зоны коллекторов пониженной и низкой проницаемости (IV и V классов). Обе зоны занимают около 25% всей площади верхнего валанжина.
К отложениям верхнего валанжина в Среднем Приобье приурочены залежи нефти, которые являются не только пластовыми сводовыми, но и литологическими. Продуктивные пласты верхнего валанжина сложены чаще всего песчаниками полимиктовыми мелко-среднезернистыми, средне- и слабоотсортиро- ванными, с невысоким и средним содержанием глинистого цемента, которые переслаиваются с тонкими пропластками алевролитов разнозернистых глинистых и песчаников с базальным карбонатным цементом. На долю промышленно-проницаемых коллекторов верхнего валанжина приходится 8% от объема таких пород всего изученного разреза мезозоя.
Верхняя юра. Породы этого комплекса в Приуралье и Среднем Приобье сложены мелководно- и прибрежно-морскими осадками небольшой мощности; в этих районах они характеризуются региональной нефтегазоносностью. В Приуралье верхнеюрские отложения представлены вогулкинской толщей базальных песчаников и грубообломочных пород, которая в южных районах сопоставляется с песчаниками барабинской пачки. В Среднем Приобье им соответствуют песчано-глинистые васюганская и баженовская свиты. Песчаными породами эти пачки сложены главным образом в пределах сводов или локальных структур, на погружениях которых они довольно быстро замещаются глинами.
В Приуралье вогулкинская толща прибрежно-морских трансгрессивных осадков имеет весьма пестрый литологический состав. В общих чертах площадное размещение терригенных пород здесь подчиняется конфигурации древней береговой линии, что отражается на региональных закономерностях распространения пород-коллекторов, которые сравнительно узкими зонами вытянуты вдоль
бассей И ”0ВТ°Р2ЮТ)В определенной мере палеоглубину верхнеюрского осадочного На Среднем Приобье и в других районах восточной половины равнины осадкообразование шло в условиях мелководного моря, глубина которого периодически или даже ритмично увеличивалась или уменьшалась.
В верхней юре Среднего Приобья выделяется пласт Юх, который на многих 5 структурах содержит промышленные залежи нефти. Представлен он песчаниками серыми и зеленовато-серыми, полимиктовыми, мелкозернистыми, сильно : алеврито-глинистыми. На большей части территории развиты породы-коллекторы, V класса проницаемости. На этом фоне выделяются два крупных района
ааРис. 2. Схематические карты развития коллекторов юры Западно-Сибирской равнины.а — верхняя юра; б — нижняя и средняя юра. Условные обозначения см. на рис. 1.Рис. 2. Схематические карты развития коллекторов юры Западно-Сибирской равнины.а — верхняя юра; б — нижняя и средняя юра. Условные обозначения см. на рис. 1.
а
а
Рис. 2. Схематические карты развития коллекторов юры Западно-Сибирской равнины.
а — верхняя юра; б — нижняя и средняя юра. Условные обозначения см. на рис. 1.
Рис. 2. Схематические карты развития коллекторов юры Западно-Сибирской равнины.
а — верхняя юра; б — нижняя и средняя юра. Условные обозначения см. на рис. 1.
коллекторов IV класса (первый район охватывает Нижневартовский, Каймы- совский и Пудинский своды, второй — Нижнепурский и Часельский мегавалы, а также Северный свод). .
В Приенисейских районах расположены последовательно зоны колдецторов IV—I классов проницаемости. Объем верхнеюрских отложений составил лишь 2,7% от всего изученного разреза мезозоя. Доля зоны верхней юры, представленной полностью глинами, составляет около 36% всей площади развития отложений, а доля зон с промышленно-проницаемыми коллекторами — 37%.
Нижняя и средняя юра. Это мощный комплекс песчано-глинистых пород континентального происхождения. ■
В региональном плане коллекторы тюменской свиты и ее аналогов делятся на четыре зоны, соответствующие коллекторам с проницаемостью от II до V класса (см. рис. 2, б). ?
Коллекторы III класса проницаемости залегаю^ отдельными разновеликими участками по бортовым окраинам Западно-Сибирской равнины. Породы-коллекторы IV класса широко распространены в основном по окраинам плиты. На огромной площади в пределах центральных и северных районов развиты весьма плотные сильно сцементированные песчано-алевритовые породы-коллекторы низкой проницаемости (V класс). Эта зона занимает 63,5% объема всей тюменской свиты (см. таблицу). В резком ухудшении коллекторских свойств песчано-алевритовых пород значительную роль сыграли эпигенетические изменения. В результате этого в нижне-среднеюрских отложениях на долю промышленно-проницаемых коллекторов приходится всего лишь 36,5, в том числе 27% — на зону коллекторов IV класса. .
Итак, можно сделать следующие выводы: -
объемы комплексов с зонами коллекторов промышленного значения (I—IV классы) сверху вниз составляют (в тыс. км9): 829,5; 608,9; 139,7; 21 и 143, в процентах от общего объема комплексов с промышленными коллекторами — 47,6; 35; 8; 1,2 и 3,2;
каждый комплекс характеризуется своей средневзвешенной по объему цород проницаемостью; эти значения равны (сверху вниз): 840, 420, 180, 14 и" 5 мД;
качество коллекторов, площадь и объем их распространения находятся в тесной связи с глубиной: чем глубже залегает комплекс пород, тем при прочих равных 'условиях хуже качество коллекторов.
УДК 552.14 : 553.98.061.4 : 551.72
ILВ. СМИРНОВА, н.. С. ЛАГУТЕНКОВА
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЕСЧАНЫХ ПОРОДВЕРХНЕГО ДОКЕМБРИЯ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙНЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ НА ГЛУБИНАХ 2-5 км
. Отложения верхнего докембрия, подстилающие промышленно нефтеносные палеозойские отложения, широко распространены в ВОлго-Уральской нефтегазоносной провинций и вскрыты глубокими скважинами в Сергиевско-Абдулинском, ОсинСко-Калтасинеком грабенах-прогибах, в Бавлййско-Ленйнском грабене, на Пермском и Осинцевском горстовых сводах, Стерлитамакском структурном выступе и Месягутово-Березовской террасе [5]. Мощность этих отложений колеблется от нескольких десятков до 6 км и более. Они представлены чередованием алевролит-песчаниковых горизонтов, пачек и толщ с аргиллитовыми и доломитовыми, подразделены на ряд свит. Эти отложения относят к ри- фейскому и вендскому комплексам.
, В настоящее время в связи с перспективностью в отношении нефтегазоносности и обнаружением в этих породах многочисленных нефтепроявлений важное значение приобретает выяснение их коллекторских свойств.
В статье приведены данные об особенностях песчаных пород рифея и венда как возможных коллекторах нефти и газа на глубинах 2—5 км в восточной части Русской платформы.
Минералогический состав обломочного материала песчаных пород тюрю- шевской (рифей), гожанской и серафимовской (нижний венд) свит тесно связан 0. его гранулометрическим составом и характеризуется изменениями от петро- кластически-полевошпатово-кварцевого в алевролитах и мелкозернистых песчаниках до почти исключительно кварцевого в крупнозернистых песчаниках [4].
Песчаники и алевролиты каировской и щкаповской свит (верхний венд) имеют сдюдисто-петрокластически-полевошпатово-кварцевый состав обломочных зерен.
Цементирующие образования в верхнедокембрийских песчаниках й алевролитах многочисленны и имеют различный генезис.
Первичная (седиментодиагенетическая) цементация представлена глинистыми минералами «1—40%), окислами и гидроокислами железа (0—10%), доломитом (0—25%); степень ее изменяется от очень слабой до очень сильной [3].
Ко вторичным (постдиагенетическим) цементирующим новообразованиям относятся формирующиеся в стадии катагенеза: региональная цементация посредством срастания зерен (включая регенерационные кварц, до 25, и полевые цшаты, до 10, и пластически деформированные обломки, до 5%), локально развитые доломит и анкерит (0—7%), барит и ангидрит (0—15%), хлорит (0—10%), а также цементирующие образования стадий метагенеза: магнетит (0—2%), биотит (0—1%), мусковит (0—1%) и продолжающееся деформирование структуры срастания зерен. Кроме того, иногда присутствует полевошпатовый цемент (0—30%), по-видимому, глубинного генезиса.
Из вторичных цементирующих образований главное значение принадлежит цементации посредством срастания зерён, которая восполняет недостающую
первичную цементацию; степень ее увеличивается с уменьшением степени первичной цементации и с уменьшением размерности обломочных зерен. Она отсутствует только в участках и группах зерен, очень сильно сцементированных глинистым или иным первичным цементом. Во всех первично не сцементированных алевролитах и песчаниках (иногда исключая крупнозернистые) цементация посредством срастания зерен достигает очень сильной степени (100% длинные контактов сочленения зерен), превратив их в кварцитоподобные разности, которые не могут рассматриваться как коллекторы порового типа. Зоны развития кварцитоподобных пород, накапливавшихся в благоприятных фациальных условиях, но подверженных наиболее сильным постдйагенетическим преобразованием, в настоящее время представляют интерес с точки зрения покрышек и, возможно, трещинных коллекторов.
Коллекторские показатели песчаников и алевролитов верхнедокембрийских отложений связаны с остаточной первичной и вторичной пористостью (межзерновой и цементно-зерновой). Они определяются сочетанием первичной и вторичной цементации и частичным расцементированием при хлоритизации и разуплотнении.
Сохранению первичной пористости способствует значительная (сильной, средне-сильной степени (3J) первичная цементация окисложелезисто-глинистыми минералами, которая, обуславливая некоторую эффективную пористость «4— 5%), почти не допускает развития срастания'зерен.
Остаточная первичная пористость наблюдается также в некоторых неглини- . стых крупнозернистых и разнозернистых песчаниках; в них она обусловлена неполной цементацией посредством срастания зерен в связи с их крупной размерностью.X
Кроме того, отмечается развитие вторичной пористости при формировании постдиагенетического хлоритового цемента, развивающегося по полевошпатовому и глинистому материалу, а иногда при разуплотнении.
На территории Пермской области, Башкирской АССР в вендских (шкапов- ская, каировская, леонидовская, гожанская, серафимовская свиты) и, рифей- ских (тюрюшевская свита) отложениях на глубинах 2—4,7 км широко развиты глинистые и окисложелезисто-глинистые песчаники и алевролиты, а также слабо глинистые и неглинистыё крупнозернистые песчаники, которые имеют остаточную первичную пористость и могут служить удовлетворительными коллекторами для нефти и газа. Проницаемость указанных песчаных пород коле- . блется от 1 до 300 мД,-а в отдельных образцах достигает 585—850 мД; эффективная пористость — от менее 1 до 5—10% (классы Е, Д, С по П. П. Авду- сину [1]).
Для верхнедокембрийских песчаных пачек и толщ характерно чередование песчаников (и алевролитов) — коллекторов с сильно сцементированными песча- никами-неколлекторами.>
Терригенные отложения рифея и, венда платформенной части Волго-Уральской провинции, изученные на глубинах до 5 км, находятся на стадии изменения от позднего катагенеза, до начального метагенеза. Различия в интенсивности преобразования пород на этих глубинах зависят в основном от седиментодиаге- нетической характеристики.
Верхнедокембрийские песчаники — коллекторы на глубинах с 2 до 5 км отличаются от девонских промышленно-нефтеносных песчаников (глубины 1,8— 3,5 км) резким снижением (до 10 раз и более) наиболее распространенных (девон — 200—600, верхний докембрий — 1—100 мД) и максимальных (девон — 2000, верхний докембрий — 300, иногда 500—800 мД) показателей. проницаемости и эффективной пористости, что объясняется значительно более интенсивной постдиагенетической преобразованностью, связанной с древним (протерозойским) возрастом первых независимо от глубины их залегания (в пределах до 4,7 км).
Изучение минералого-структурных постдиагенетических преобразований и коллекторских свойств показало, что в платформенной части Волго-Уральской провинции прогнозирование пород-коллекторов терригенных отложений верхнего докембрия на глубинах 2—5 км возможно проводить по седиментогенети- ческой характеристике и фациальным условиям накопления, считая благоприятными следующие признаки песчано-алевритовых пород: 1) значительное со- 198
держание глинистого и окисложелезистого цемента; 2) крупную размерность обломочного материала, способствующую сохранению некоторой первичной пористости; 3) наличие полевошпатового материала, по которому развивается хлоритовый цемент, и связанная с ним вторичная пористость. Кроме того, крупнозернистые песчаники вследствие некоторого недосрастания зерен могут разуплотняться (расшиваться), в результате чего они локально получают дополнительную вторичную пористость разуплотнения,
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
L А в д у с и н’ П. П. Структура коллекторов нефти. — «Известия АН СССР». М., изд. АН СССР, 1947, № 6, с. 16—33 с ил.
ЛагутенковД Н. С. Условия накопления додевонских отложений Западной Башкирии и юга Пермской области. — «Известия вузов сер. Геология и разведка». 1970, М 9, С. 14-22.
Смирнова Н. В. Возможности использования цементации для оценки емкости проящаемости коллекторов гранулярного типа. — В кн.: Вопросы миграции и формирования пород-коллекторов. М., изд. ИГиРГИ, 1972, с. 43—48 с ил.
Теодорович Г. И. О классификации песчаников на основе вещественного состава четырех обломочных компонентов. — В кн.: «Фация и условия формирования нефтегазо- ностных свит». М., «Наука», 1966, с. 125—165 с ил*.
Хачатрян Р. О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волго-Камской антеклизы. Автореф. дис. на соиск. уч. степени доктора геол.-минер. наук. М., изд. ИГиРГИ, 1974, 54 с.
УДК 553.98.061,4 ; 552.54 (476.13)
Ле А* ДЕМИДОВИЧ, Т. Ае ШЕВЧЕНКО, Ф. Я. ВЕНСМАН
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ С ГЛУБИНОЙКОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД ДЕВОНА ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА
Припятский прогиб является северо-западным продолжением Днепровско- Д онецкого авлакогена, где отложения девона залегают на глубинах до 5—6 км. Промышленная нефтеносность в Припятском прогибе связана с подсолевыми терригенными, подсолевыми карбонатными и межсолевыми терригенно-карбо- натными отложениями среднего и верхнего девона.
Породы-коллекторы подсолевого терригенного комплекса представлены кварцевыми, полевошпатово-кварцевыми, слюдисто-кварцевыми, реже кварцевополевошпатовыми песчаниками и алевролитами, с глинистым, глинисто-железистым, доломитовым, ангидритовым, кремнистым, реже — пиритовым, гематитовым, известковым и битумным цементом. Встречается и смешанный состав цемента. Тип цемента — базальный, контактный, первичный пленочный, сгустко- вый, регенерационный, поровый.
Среди глин, образующих мощные пачки в верхних частях ритмов терригенного комплекса, выделяются гидрослюдистые каолинит-гидрослюдистые и гидро- слюдистые с примесью каолинита, хлорита и смешанослойных образований типа монтмориллонит-гидрослюда.
Породы-коллекторы подсолевого карбонатного комплекса сложены органогенными и хемогенными известняками и доломитами. Нефтенасыщенными, как правило, являются органогенные известняки и вторичные доломиты.
Породами-коллекторами межсолевогО карбонатно-терригенного комплекса являются известняки и доломиты, развитые в северной и центральной частях прогиба, а также песчаники, расположенные в самой южной его части (Ельская депрессия). Среди известняков и доломитов четко выделены хемогенные (в том числе оолитовые) и органогенные разности, с резким преобладанием последних.
Постседиментационные процессы, проходившие в породах различных стратиграфических горизонтов с различной интенсивностью, изменили первичный осадок. Было создано большое разнообразие структурно-генетических типов известняков и доломитов, их переходных разностей, что привело к резкой литологической неоднородности пород и их физических свойств.
Нами изучались коллекторские свойства пород, особенности их литологического состава, структура пустотного пространства, латеральная изменчивость различных типов пород и их коллекторских свойств на локальных структурах Припятского прогиба. При этом придавалось большое значение влиянию структурно-тектонического и палеотектонического факторов на емкостные и фильтрационные свойства пород. В целях прогнозирования зон с повышенными коллекторскими свойствами нами были детально изучены катагенетические изменения песчано-алевролитовых и карбонатных пород, приведшие к образованию определенных значений открытой пористости и проницаемости в пределах тех или иных интервалов глубин.
Проведенные исследования показали, что существуют определенные закономерности изменения коллекторских свойств различных типов пород девона Припятского прогиба с глубиной, которые следует учитывать при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ.
Для выявления закономерностей изменения емкостных и фильтрационных свойств пород с глубиной были проанализированы значения максимальной открытой пористости и газопроницаемости карбонатных и терригенных отложений по 250 скважинам, расположенным в различных структурных условиях Припятского прогиба.
Выделение зон катагенеза производилось по некоторым признакам, важнейшими из которых, на наш взгляд, являются: 1) степень преобразованности органического вещества, 2) степень преобразованности структуры песчаников, 3) степень изменения глинистых минералов, 4) комплекс аутигенных минералов в карбонатных породах, 5) изменения значений открытой пористости и газопроницаемости с глубиной.
Для изучения степени изменения органического вещества в Прирятском прогибе были проведены измерения отражательной способности витринита (ОСВ) [около 100 образцов], отобранных из отложений задонского, воронежского, семилукского, папшйского и старооскольского горизонтов.
В результате были получены данные, свидетельствующие о том, что породы этих отложений находятся в зоне начального (нижняя подзона) и среднего катагенеза.
И лишь отдельные из них (скв. 1 Западно-Валавской площади) попадают в стадию конечного катагенеза. Наибольшее количество образцов пород из задонского горизонта соответствует длиннопламенной стадии изменения органического вещества, меньшее — газовой стадии углей (отражательная способность витринита равна 82—83). Таким образом, задонско-елецкие отложения прошли стадию вторичных изменений, соответствующую начальному и среднему этапам катагенеза (табл. 1).
Отражательная способность витринита воронежского горизонта составляет 76—82, что соответствует различным пределам газовой стадии превращения органического вещества, т. е. среднему этапу катагенеза. Нами установлено, что существует качественный переход от начального катагенеза к среднему, фиксируемый на глубинах порядка 3 км, так как ниже этой глубины витринит длиннопламенной стадии уже не встречается. Аналогичные исследования были проведены по семилукскому, саргаевскому, пашийско-кыновскому, старооскольскому и пярнускому горизонтам.
Катагенетические превращения межсолевых и подсолевых пород, залегающих глубже 3 км, относятся уже к глубинному эпигенезу. Зона перехода начального катагенеза в средний охватывает интервал глубин 2,5—3,25 км.
Изучение степени преобразованности структуры песчаников подсолевого терригенного комплекса производилось в шлифах с количественным подсчетом контактов зерен. Определялись плотность структуры песчаников — количество контактов, приходящееся на одно зерно (Р), коэффициент характера намеренности — отношение суммы вторичных контактов к сумме первичных контактов (Р) и коэффициенты преобразованности структуры песчаников.
Полученные материалы по степени изменчивости ОСВ с глубиной, характер преобразованности структуры песчаников, вторичные преобразования глинистых минералов (гидрослюда средне-слабопреобразованная — сильно преобразованная, новообразованная, появление и исчезновение монтмориллонита, встречаемость каолинита на определенных глубинах), постседиментационные
Угли
Стадии осадочного преобразования (по Н. М. Страхову, Н. В. Логвиненко, 1959)
Стадии и этапы литогенеза (по Н. Б. Вассое- вичу, 1962)
Стадии и этапы литогенеза по вторичному минералообразованию (по А. Г. Коссовской, и Д. В. Шутову, 1961)
Стадии литификации осадочных пород (по В. И. Горшкову, 1969)
Стадии и зоны литогенеза (по Л. А. Демидовичу, 1975)
3
^ И
землистые Бх
Диагенез
Диагенез
Диагенез
Диагенез
Диагенез (Bj)
плотные матовые в2
Катагенез
СО ф
S cd я у
протокатагенез
СО и
§
ГО
начальный эпигенез
го ф И 2 g св и
начальный катагенез
начальный катагенез
верхняя
подзона (В2)
плотные блестящие Бз
нижняя подзона (Д)
мезокатагенез
ф 3
№1 ■
И ф 3 Cti К
длиннопламенные Д
средний катагенез
средний катагенез
А(Д-Г) В (Г-Ж) С (Ж — К)
газовые Г
глубинный эпигенез
конечный катагенез
жирные Ж
апокатагенез
’ глубинный катагенез (Т - ПА - А)
коксовые К
метагенез
Св £5 ф.М 3£
метагенез
тощие слабо- спекающиеся Т
Метагенез
Метагенез (метаморфизм)
Региональный метаморфизм
Зона метаморфизма
Зона метаморфизма (метагенеза)
н К Д' СЙ Рк н И С
полуантрациты ПА
антрациты А
графиты
Таблица 1
Границы стадий и этапов литогенеза по данным отдельных авторов
изменения карбонатных пород, определенные комплексы аутигенных минералов, и, как будет показано ниже, характер распределения максимальной пористости и газопроницаемости гранулярных и, карбонатных коллекторов дали возможность составить новую схему литогенеза с выделением стадий, зон и подзон применительно к чрезвычайно сложным 'условиям Припятского прогиба (см. табл. 1). В общих чертах она сходна со схемами, предложенными ранее, но отличается объемом отдельных зон катагенеза. Так, начальный катагенез охватывает стадии изменения углистого вещества Б2, частично Д. Средний катагенез включает стадии изменения ОСВ от Д до К, а глубинный — Т — ПА — А. Зона метаморфизма (метагенеза) охватывает стадию графитов и совпадает с известными схемами других авторов. Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представляет зона среднего катагенеза. Она подразделена нами на три подзоны: А (стадия изменения органического вещества Д—Г), В (стадии Г—Ж) и С (стадии Ж—К). Породы подзоны А обладают наилучшими коллекторскими свойствами и наибольшей нефтепродуктивностью. В условиях Припятского прогиба осадочные породы прошли стадию среднего катагенеза в интервале глубин 2,5—4 км и не вышли из нее. При этом подзона А охватывай интервал глубин 2,5—3,25 км,- В — 3,25 — 4 км, С — более 4 км. Возможно, что при погружении на 5 км породы войдут в зону глубинного катагенеза.
Изучение взаимосвязи коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород девона с глубиной показало достаточно тесную зависимость, выражающуюся коэффициентом корреляции, равным 0,7.
Интерпретация полученных материалов показала, что интервалам глубин 1,5—2, 2—2,25, 2,5—3, 3—3,5, 3,5—4,4 км и более соответствуют определенные значения открытой пористости и газопроницаемости. Общая тенденция такова, что с увеличением глубины коллекторские свойства всех рассмотренных нами пород ухудшаются (табл. 2). Анализ изменения пористости, проницаемости и' плотности пород с глубиной позволяет считать, что их уплотнение при погружении можно рассматривать как один из основных факторов, оказывающих определяющее влияние на физические свойства коллекторов. При этом следует подчеркнуть, что при изучении средних значений пористости происходит затушевывание наиболее существенных особенностей, так как осреднение нивелирует максимальные значения емкости, по каким-либо причинам сохранившейся на достаточно больших глубинах.
Нами изучались не средние значения коллекторских свойств и их связь с глубиной, а максимальные значения данных параметров, характеризующие
Таблица 2
Изменение коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород девона Припятского прогиба с глубиной
к
1
Горизонт
пашийско-кыновский
семилукский
воронежский
задонско- елецкий
4 и
i’ll йа
if
л SB
IL
о из?
Открытая пористость, %
II
средняя
максимальная
<1,5
16,1
6,4
20,2
3,0
3,45
3,80
12,8
1,5—2
19,8
142,1
7,3
6,7
7,02
11,2
14,7
2—2,5
16,7
535,3
13,5
5,9
5,4
10,7
13,3
14,7
144,8
12,3
8,5
6,84
15,0
11,3
10,1
38,3
14,3
7,1
6,02
15,9
7,9
3,5—4
8,9
3,4
8,1
6,4
4,89
8,9
7,4
>4
8,1
3,1
25,3
6,2
5,94
10,4
9,6
определенный литогенетический тип (см. табл. 2). Полученные данные позволяют сделать вывод, что наиболее тесная взаимосвязь существует между коллекторскими свойствами однотипных литологических разностей пород, сформировавшихся в одинаковых литолого-фациальных и палеоструктурно-тектонических условиях в пределах одного стратиграфического горизонта.
Полученные результаты позволили выявить зоны повышенных коллекторских свойств в интервалах глубин от 1,5 до 3 км, которые по предложенной нами схеме стадий и зон литогенеза относятся к нижней подзоне начального катагенеза и верхней подзоне Л среднего катагенеза. Отмечающееся некоторое несовпадение зон с повышенными емкостными и фильтрационными свойствами для различных стратиграфических горизонтов объясняется с нашей точки зрения
Зависимость количества залежей нефти и областей оптимальных свойств коллекторов от глубины (Припятский прогиб)
низкой степенью разбуренности глубоко залегающих горизонтов Припятского прогиба.
Необходимо отметить, что даже на глубинах свыше 4 км коллекторские свойства как терригенных, так и карбонатных пород остаются достаточно высокими и, исходя из установленных нами нижних пределов емкости и газопроницаемости, могут содержать залежи углеводородов.
Данные закономерности в распределении коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород с глубиной объясняются^ по нашему мнению, степенью катагенетической преобразованности и возможностью образования вторичной пористости за счет растворения кальцита и перехода монтмориллонита в гидрослюду (интервал глубин 1500—3000 м).
Основные скопления углеводородов в Припятском прогибе приурочены к интервалу глубин 1900—4200 м. Наибольшее количество залежей обнаружено в интервале — 2500—3500 м, при этом большинство из них в межсолевом комплексе' тяготеет к интервалу 2500—2750 м, а в подсолевом — 2750—3250 м, что связано с зоной аномально повышенных коллекторских свойств (см. рисунок).
Необходимо отметить возможность сохранения высоких коллекторских- величин на больших глубинах в пределах нефтяных залежей, образование которых произошло на меньших глубинах в период прохождения ловушками зоны главной фазы нефтеобразования, а затем претерпевших значительное опускание. В этом случае происходит своеобразное запечатывание залежей в зоне ВНК. П^тмером такого явления могут служить залежи нефти в карбонатных и терригенных подсолевых образованиях на Восточно-Первомайской площади.
УДК 551.1 : 53 (575.4)
Я. Р. МОРОЗОВИЧ, О. Н. АБРАМОВА |Л. Л. ХАНИНУ М. И. КУЛИКОВА
ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙНА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОДШАТЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Промысловая геология располагает двумя основными источниками информации. Коллекторские свойства горных пород можно оценить по результатам исследования поднятого керна и количественной интерпретации промысловогеофизических измерений в скважине.
Как известно, определения, выполненные на керне, показывают значения, отличающиеся от фактических (в условиях залегания). В связи с декомпрессией происходит упругое разуплотнение образца, увеличивающее его пористость и проницаемость и уменьшающее элактрическую извилистость. Результаты скважинных исследований, наоборот, несут в себе информацию о фактических значениях физических свойств горных пород. Однако количественная интерпретация осуществляется по зависимостям, построенным по данным стандартных лабораторных исследований или в комбиниции их со скважинными. При использовании результатов зачастую не делается различий между свойствами, определенными в напряженном и разгруженном состояниях. Для расчета значений насыщенности используются сочетания керновых и скважинных материалов.
Для подсчета запасов принимаются средние значения пористости, полученные на разгруженном керне, которые «подтверждаются» значениями, полученными по данным промысловой геофизики. Неоднородность материалов в некоторых случаях приводит к существенным погрешностям. Вопрос этот требует пристального внимания, особенно в сложных случаях.
Газовое месторождение Шатлык, приуроченное к верхнекарабильской свите, является сложным как из-за литолого-петрографических и петрографических особенностей пород, слагающих разрез, так и из-за термобарических условий продуктивного горизонта.
Кровля продуктивного горизонта находится на глубинах 3,3—3,5 км, где эффективное давление достигает —500 кгс/см2, температура —137° С. Продуктивный горизонт мощностью 42—51 м сложен красноцветными алевролитопесчаными породами полимиктового состава, различающимися по размеру обломочных зерен, степени цементации и составу цемента. По размеру зерен выделяются все разности от крупно-среднезернистых песчаников до алевролитов. Обломочные зерна представлены кварцем, полевыми шпатами, обломками метаморфизованных и осадочных пород и образованиями гранитоидного ряда. По составу обломочных зерен породы относятся к полимиктовым, чаще к аркозовым, реже к собственно полимиктовым разностям; встречаются и олигомиктовые песчаники. Контакты зерен точечные, коротколипейные, реже выпукло- вогнутые. В составе цемента имеется глинистый, карбонатный и ангидритовый материал в разном количественном соотношении. По степени цементации выделяются породы слабо-, средне- и сильно сцементированные с общим содержанием цемента соответственно 3—10, 10—25, 25% и более.
Наиболее распространенными породами являются песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые слабо- и среднесцементированные с общим количеством цемента до 10—15%. Глинистый цемент представлен гидрослюдами, окрашенными гидроокислами железа, хлоритом (?), в более плотных разностях присутствует также плохо раскристаллизованный глинистый материал. Карбонатный цемент в слабо и средне уплотненных породах образует сгустки, как правило, пойкилитового строения, а в плотных породах наблюдается в виде тонких зерен (тысячные и сотые доли миллиметра). Образование сгустковото карбоната сопровождалось коррозией обломочных зерен и глинистового цемента. Ангидритовый цемент имеет сгустково-пойкилитовое строение. Отмечается также регенерационный кварцевый цемент, го развит он, как правило, в незначительной степени.
В продуктивном разрезе, мощность которого выдерживается в пределах 42—51 м, нами (при участии Т. Соколовой) выделяются четыре пачки пород, характеризующихся как коллектор. Эффективная мощность, по данным промысловой геофизики, и интервал изменения средних значений пористости и проницаемости керна по отдельным скважинам приведены в табл. 1.
Таблица 1
Пачка
Мощность, м
Эффективная мощность, м
кп. %
кпр- мД
от
до
средний
от
ДО
средний
I
2,6-9,2
2,6—8,1
16,8
19,4
18,3
37,6
141
87
II
12—16
11,4—11,7
19,6
22,7
20,7
69,1
342
194
III
8,5-15,8
. 7,6—14
18,2
22,9
21,2
88,3
428
258
IV
9,4-17,5
7,4—15,8
19,6
24,5
21,7
110
124
251
Петрофизическая характеристика описанных пород изучена нами на представительной коллекции: 120 образцов из продуктивного разреза месторождения Шатлык и около 80 из аналогичных отложений Майского и Байрам-А лий- ского месторождений. Исследованиями установлен вид зависимостей Рп = = / (&п) и Рн = / (А'в) для пород, насыщенных двунормальным и однонормальным растворами NaCl, моделирующими условия зоны проникновения и пласта (сопротивление пластового раствора при комнатной температуре ~0,075 Ом-м, а фильтрата бурового раствора —0,12 Ом-м). Остаточная водонасыщенность моделирована на центрифуге ЦЛС-31 при скорости 3800 об/мин. Статистическая обработка результатов на ЭВМ, выполненная А. Мамедовым, дала уравнения, описывающие установленные зависимости (табл. 2).
Таблицу 2
Минерализация раствора
Зависимость
1 Н
2 н
а
т
ъ
я
а
т
ъ
п
Р„ = -4”
1,86
-1,44
0,047
—0,97
1,91
-1,52
0,041
—0,98
P„=6S
1,1
—1,28
—
—0,90
—
1,30
0,040
—0,98
Совместное решение полученных уравнений для минерализаций 2 н. и 1 н' дает выражение зависимости параметра поверхностной проводимости в зоне проникновения от значения пористости:
р 1н. г пр 1н. г п^2н,—1н.р2н.^2н,—1н.р2н.^О,975^*08.^О,975^*08.
р 1н. г п
р 1н. г п
^2н,—1н.р2н.
^2н,—1н.р2н.
^О,975^*08.
^О,975^*08.
Высокая активность пород отмечена также результатами определения их диффузионно-адсорбционной активности Ада, обменной емкости по метилену голубому и изотерм адсорбции паров воды.
Исследованиями установлена зависимость остаточной водонасыщенности от ЛДа. Существование зависимости Ада — / (^в-о) в породах карабильской
свиты позволяет рекомендовать геологическим службам обратить внимание на неиспользуемые в настоящее время из-за скважинных условии возможности метода СН. Совместным изучением изотерм адсорбции паров воды и результатов аспирационной термомассометрии АТММ установлено, что исследуемые породы в области воды капиллярной конденсации отличаются большим относительным ее содержанием в самых тонких микрокапиллярах. Прй сравнительно невысоких удельных поверхностях 5, составляющих единицы и десятки квадратных метров, приведенная удельная поверхность So (отнесенная к единице порового объема) высокая.
Глинистая фракция пород продуктивного горизонта, по данным рентгеноструктурного анализа (материалы работ СредАзНИИ Газа), состоит из слабодеградированных гидрослюд, магнезиально-железистых хлоритов и смешано-
Рис. 1. Образец песчаника с цементом (месторождение Шатлык, сив. 6, интервал 3,415— 3,42 км, кп = 18%, Ьпр = 13,4 МД, hBO = 44,3%, Лда = 5,3 мВ).
а — песчаник; б — цемент песчаника
слойных образований типа монтмориллонит-хлорит. Последние присутствуют в более плотных разнрстях.
Электронно-микроскопический анализ изученных образцов, согласно заключениям ГПИфундаментпроекта, показал (в интервале пород со значениями Л да 1—15 мВ) присутствие каолинита в кристаллах псевдогексагональной формы различных размеров и плотности. У образца с Лда = 32,5 мВ, взятого выше кровли продуктивного горизонта, в основном установлены гидрослюда и каолинит. При рассмотрении сколов пород под растровым электронным микроскопом нами установлено, что поверхность зерен пород-коллекторов, образующая четкие поры, покрыта беспорядочно и щеткообразно чешуйками глинистого минерала размером ~3 мкм, образующего сплошную «шубу» и определяемого морфологически как хлоритовый цемент. Характерный пример описанного цемента приведен на рис. 1 в увеличениях 500 и 3500 х. У образца неколлек- тора (Лда = 15,8; кп = 8,9 и Лпр = 0,02 мД) на сколах видны глинистые образования нечетких контуров, скорее относящиеся к гидрослюдам. Из сказанного следует, что высокое содержание воды микрокапилляров обусловлено структурными особенностями глинистого цемента.
Сопоставление результатов расчленения водонасыщенности пород методом АТММ, по формам и видам связи с породой и их диффузионно-адсорбционной активностью показывает четкую корреляцию количества сорбированной, воды с ЛДа, повторенную последующими границами воды микрокапилляров и границей воды углов пор бу (пендулярной, разобценных менисков), т. е, с неснижаемой в о до насыщенностью. Из сопоставления следует, что значения квь, полученные
методом центрифугирования при 3800 об/мин, в области лучших коллекторов близки к границе углов пор, в области пород с пористостью 17—25% завышены на 5—7% абсолютных, а с пористостью от 8 до 17% завышены на 10—25%. Приведенные зависимости соответствуют соотношению коллекторских и электрических свойств пород карабильской свиты в лабораторных условиях.
Для оценки влияния термобарических условий нами проведены исследования образцов пород Шатлыкского месторождения в условиях, моделирующих пластовые. Из коллекции исследованных образцов были отобраны две группы, различающиеся пористостью (25,6—4,3%), проницаемостью (442—0,001 мД)л остаточной водонасыщенностью (18,6—94%) и диффузионно-адсорбционной
Рис. 2. Зависимости Рп=—— — Рв = / (hn) с учетом термодинамических условий залегания пласта (РэД = 500 кгс/см*, <пл =
,=100° С).
Зависимости:1 — стандарт
ная, полученная на керне в лаборатории, 2 — учитывающая влияние температуры, з — учитывающая влияние давления и температуры; 4 — для средне- сцемег,тированных песчаников по альбому палеток Б. Ю. Вен- дельштейна [1], 5 — по промыслово-геофизическим данным; 1 — влияние горного давления: а — уменьшение пористости, б — увеличение сопротивления; влияние температуры; 2 — t = = 25° С, 3 — t = 100° С
О 251020 JO Rn>О 251020 JO Rn>активностью (1,1—32 мВ), характеризующие интервал изменения физических свойств в разрезе. На первой группе, состоящей из 30 образцов, изучена зависимость электрического сопротивления и параметра пористости Рн от температуры; на второй, состоящей из 13 образцов, — зависимость 7%, коэффициента пористости и коэффициента сжимаемости пор рп от эффективного давления.
О 251020 JO Rn>
О 251020 JO Rn>
Экспериментами установлено, что сопротивление водонасыщенных пород карабильской свиты в интервале температур 15—115° С изменяется в некоторых случаях по зависимости, отличающейся от известной для воды и распространяемой повсеместно на породы. Параметр пористости в этих случаях зависит от температуры. Отклонения наблюдаются как в сторону более низких сопротивлений, что отмечалось нами ранее на породах из других разрезов, так и в сторону более высоких значений, что согласуется с выводами [2].
Анализ материалов показал,что величины отклонений зависят закономерно от активности горных пород, причем характер влияния температуры на сопротивление изменяется по мере перехода от коллекторов к неколлекторам с уве- личением их активности. У коллекторов повышение температуры до 100° С, на фоне известного снижения сопротивления в 0,3 раза,вызывает относительное повышение его в 1,3—1,5 раза (рц00° с = р18° С.0,3*1,5). У пород-коллекторов в интервале значений Ада = 15—25 мВ относительное отклонение параметра
3
§
§ о
£
и
Интервал отбора,м
2Д
3327-3332
зд
3479-3486
8Ш
3449-3455
2Д
3322-3327
2Д
3327—3332
2Д
3327-3332
2Д
3327-3332
8Ш
3455-3462
2Д
3337-3342
6Ш
3460-3463
4Д
3430-3468
ад
3438-3453
7Д
3320-3330
лабораторные
Ап. о
РП2Н.
кв. о
Рн
ftnp
-Ада
hv
п
о500
Условия
25,6
12,7
18,6
21,6
16,1
27,8
21,0
18,2
29,0
17,4
30,2
45,4
10,2
64,5
86,9
9,8
57,6
85,4
9,3
61,6
81,4
6,0
119,2
92,0
5,9
127,4
93,9
4,3
226,7
91,8
17,0
26,4
58,2
17,3
26,4
62,0
7,4
58,0
52,6
10,7 .
441,6
1,1
5,0
110,4
2,5
4,67
97,5
2,8
29,8
24,3
4,8
1,29
0,09
13,1
1,35
0,2
12,5
1,45
0,4
13,8
1,12
0,01
16,2
1,09
0,02
20,7
1,09
0,001
31,9
2,26
—
8,5
2,14
—
7,8
2,09
—
5,7
0,0275
11,9
0,238
0,063
27,3
0,546
0,0421
18,3
0,366
0,126
54,8
1,096
—
—
—
0,078
33,8
0,677
0,095
41,3
0,82
0,17
73,7
1,47
0,126
54,6
1,1
0,076
33,0
0,66
0,047
20,4
0,4
0,03
13,0
0,26
0,076
32,8
0,6561
пористости отмечается в пределах 1,15—0,85, а в интервале высоких значений Л да = 25—35 мВ уменьшение достигает значений Р^°°° С/Р^°° с = 0,7. Связь относительного изменения параметра пористости при нагреве до 100° С • с диффузионно-адсорбционной активностью описывается уравнением
pioo° с
р2о° С = 1»4—0,07ЛДа.
Это уравнение с достаточной степенью точности может быть использовано в области температур 100—140° С, так как зависимости Рп = / (0 в интервале >• 100° С выположены и Рп мало изменяется. Установленная зависимость, а также имеющая место, связь между Рп и А да позволяют внести поправку за температуру в зависимость Рп = /(Лп), т. е. учесть одно из условий естественного залегания.
Таблица 3
Литология
моделирующие пластовые
£
• 1 с
* 1
ь500
кР
«о
Д,о° Но
0,0585
0,956
24,5
0,09
0,00434
1,16
Песчаник полимиктовый разнозернистый слабоглинистый
0,134
0,0892
19,2
0,242
0,0105
1,455
Песчаник полимиктовый среднемелкозернистый алевритовый слабоглинистый
0,09
0,93
19,5
0,21
0,091
1,4
Песчаник полимиктовый среднемелкозернистый ангидрито-глинистый
0,202
0,826
14,4
0,38
0,0165
1,82
Песчаник полимиктовый среднемелкозернистый глинистый
—
0,55
0,0236
2,12
Песчаник полимиктовый среднемелкозернистый неоднородно-глинистый
0,166
0,85
8,3
0,51
0,0221
2,09
Песчаник полимиктовый мелкозернистый ангидрито-глинистый карбонатный
0,203
0,81
7,5
0,39
0,017
1,95
Песчаник полимиктовый мелкозернистый неоднородно-глинистый
0,37
0,72
4,3
0,51
—•
1,91
Песчаник полимиктовый среднемелкозернистый алевритовый карбонатно-глинистый
0,269
0,74
4,4
0,73
—
2,11
Песчаник полимиктовый мелкозернистый алевритовый карбонатноглинистый
0,162
0,865
3,7
0,33
0,0143
1,74
Алевролит полимиктовый мелко- ’ крупнозернистый песчанистый сильноглинисто-карбонатный
0,10
0,915
15,6
—
—
1,72
Песчаник полимиктовый мелкозернистый
0,064
0,95
16,4
—
1,34
Песчаник полимиктовый тонкозернистый
0,161
0,848
6,3
—
—
3,04
Алевролит
Исследования зависимости Ап, Рп и Рп от эффективного давления выполнены на установке, моделирующем пластовые условия с камерой всестороннего обжатия типа ВНИМИ, по ранее разработанной методике.
Петрофизическая характеристика исследованных образцов и результаты обработки материалов опытов приведены в табл. 3. Из этих данных следует, что пористость пород-коллекторов месторождения Шатлык в естественном залегании может быть на 4—17% меньше определенной в лабораторных условиях на разгруженном керне, а кп пород-неколлекторов на 15—28%. Упругие деформации при этом вызывают существенные относительные изменения Рп в пределах 1,16—1,82 и 1,74—2,12 соответственно. Пренебрегать такими изменениями недопустимо как при непосредственном использовании результатов исследований керна, так и при построении зависимостей для интерпретации промысловогеофизических материалов.
Результаты исследования влияния термобарических условий представлены на рис. 2 в виде зависимостей Рп = / (*п).
20920914 Заказ 1488
209
209
Из сопоставлений следует, что использование для количественной интерпретации зависимости Рп — / (^п), построенной по данным исследования разгруженного керна, на месторождении Шатлык неправомочно. Зависимости Рп = / (^п), полученные по данным электрометрии в скважине и определений пористости на разгруженном керне в области значений кп > 14%, практически совпадают с кривой, построенной с учетом термобарических условий. В области кп <_ 14% расхождения между кривыми становятся существенными и нарастают по мере перехода к породам с меньшей пористостью. Использование промысловой кривой в этой области может внести значительные погрешности, например, при изучении зон АВДП. При вычислениях кп для подсчета запасов в изученном случае предпочтительнее пользоваться материалами промысловой геофизики, причем для количественной интепретации может быть использована промысловая зависимость. Результаты определений пористости в лаборатории, на разгруженном керне требуют корректировки за эффективное давление. Рассмотренный пример наглядно демонстрирует необходимость в каждом конкретном случае детально анализировать достоверность материалов, получаемых из двух источников: по керну и по промысловой геофизике — и в возможность совместного - их использования.
Учет термобарических условий становится особенно важным, когда анализируется влияние катагенетических процессов на физические свойства породы на больших глубинах и решается вопрос их перспективности длу поисков и разведки на нефть и газ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Вендельштейн Б. Ю. Альбом номограмм и палеток для интерпретации данных геофизических методов исследования скважин. М., Гостоптехиздат, 1963, 18 с.
Стефанкевич 3. Б. Экспериментальное изучение влияния давления и температуры на электрические свойства осадочных горных пород. Автореф. дис. на сОиск. уч. степени канд. геол, минер, наук. М., изд, МИНХиГП, 1973, 27 с.
УДК 552.1 : 53 (574.11)УДК 552.1 : 53 (574.11)Морозович Я. Р. Зависимость электрических и коллекторских свойств горных пород от всестороннего давления. — В сб. «Материалы НТС по глубокому бурению», М., «Недра», 1968, выл. И, с. 61—67.
УДК 552.1 : 53 (574.11)
УДК 552.1 : 53 (574.11)
А. А. АЛЬЖАНОВ, С. Г. ДАУМОВ, А. Ф. ИЛЬИН
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА ПОДСОЛЕВЫХНИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОЙ БОРТОВОЙ ЗОНЫПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
По данным сейсмических исследований и бурения, в строении северного борта выделяются внешняя прибортовая зона, соответствующая юго-восточному окончанию Русской платформы, зона бортового уступа, соответствующая крутому погружению подсолевых палеозойских отложений в сторону Прикаспийской впадины, и внутренняя прибортовая зона, соответствующая глубоко погруженному залеганию поверхности подсолевого палеозоя. Бурением параметрических и глубоких поисковых скважин в районе Щучкинско-Вётелкинского профиля для подсолевых нижнепермских отложений установлены три фациальных типа разрезов рифового комплекса: собственно рифовый, зарифовый, лагунно-шельфовый и предрифовый депрессионный, характерные для краевых частей, некомпенсированных осадконакоплением налеовпадин. В плане распределение указанных типов разрезов соответствует расположению отмеченных выше структурных зон.
Подсолевые нижнепермские отложения представлены преимущественно карбонатными породами, характеризующимися различным литологическим составом, плотностью, сложной структурой порового пространства.
В соответствии со структурными и литолого-фациальными особенностями
нижнепермских отложений нами рассмотрены основные закономерности изме нения их коллекторских свойств.
Предрифовый (депрессионный) тип разреза вскрыт Ветелкинской скв. п-8 во внутренней прибортовой зоне. Он представлен темно-серыми и черными плотными, непроницаемыми доломитами и плиточными аргиллитами с различной степенью сульфатизации, развитой по вертикальным трещинам. Открытая пористость пород по керну из интервалов 4,156—4,159, 4,175—4,177 и 4,202— 4,205 км составляет соответственно 0,47, 1,5 и 0,66%.
Зарифовый (лагунно-шельфовый) тип разреза вскрыт во внешней прибор— товой зоне Чапуринскойскв. П-7, Богдановской скв. П-6, частично (кровли артин- ских отложений) Западно-Тепловской скв. П-3 и представлен светло-окрашенными, слоистыми, мелководными, сульфатизированными известняками и доломитами с тонкими прослоями ангидритов. Коллекторские свойства пород в данном тиле разреза в основном обуславливаются степенью выщелачивания и трещиноватостью.,
Рифовый тип разреза вскрыт в зоне основного бортового уступа скв. П-3, П-2, П-4, 15, 5, 12, 18 и другими Западно-Тепловской площади. По геофизическим материалам, фиксирующим наличие участков дифракции волн и «сейсмического клина» вдоль бортового уступа, выделяется ряд рифогенных ловушек (Западно-Тепловская, Тепловская, Гремячинская, Цыгановская и др.). Данный тип разреза в настоящее время является основным продуктивным комплексом в исследуемом районе. Породы-коллекторы в нем распределены неравномерно и по структуре порового пространства могут быть подразделены на поровые, каверновые и трещинные.
Поровый и каверновый типы коллекторов в артинско-ассельских биогерм- ных, органогенно-обломочных известняках по составу водорослево-форамини- феровых, криноидно-брахиоподово-мшанковых и других пользуются примерно равным распространением. Структура порового пространства в них сформирована как за счет первичной межзерновой и межформенной пористости слагающих породу органических остатков, скелетов водорослей, камер фораминифер, септ кораллов, так и за счет выщелачивания преимущественно кальцитового цемента. О величине первичной межзерновой пористости можно судить по размерам кальцитовых крустификационных каемок, составляющих 0,02—1 мм. Открытая пористость известняков в различных скважинах колеблется от 0,51 до 15—27 по анализам керна и от 1,5—2 до 22,5%' по промыслово-геофизическим данным. В меньшей степени порОвой и керновый типы имеют распространение в доломитизированных ^известняках и незначительное в доломитах. Указанные типы коллекторов определяются с помощью комплекса промысловогеофизических данных по соотношению коэффициентов пористости, вычисленных различными методами (АпНГК, &пАК, ^пБК^ Наиболее пористые и проницаемые разности с преобладанием порового и кавернового типов распространены в артинских отложениях, почти полностью представленных коллекторами, пористость которых в среднем колеблется от 10—12 до 22,5%. К данным породам- коллекторам приурочена нефтегазоконденсатная залежь на Западно-Теплов- ском месторождении. х
В сакмарских отложениях доля коллекторов в разрезе снижается до 31% от общей мощности яруса. Здесь преобладают коллекторы кавернового типа со значениями пористости 6—8%. Поровые коллекторы встречены в сакмарских отложениях спорадически. Влияние вторичных процессов на эти породы с глубиной выражается в значительном снижении емкостного пространства за счет сульфатизации.
Трещинный тип пористости широко развит в отложениях рассматриваемого комплекса. Образование трещин в карбонатных породах связывается как с пост седиментационными процессами, так и с влиянием тектонического фактора. Наличие высокотрещиноватых пород на Западно-Тепловской площади подтверждается керновым материалом. Интервалы высокой трещиноватости и брекчирования пород в кровле артинско-сакмарской пачки отмечены в скв. 12, П-4 и 14. Наличие в керне трещин преимущественно вертикального направления описано в известняках и доломитах сакмарского и ассельского ярусов в скв. П-2, П-3, 15 и др.
Устанавливается следующая закономерность в распределении интервалов 14» " . 211
трещиноватости по разрезу нижнепермских карбонатных отложений (на примере скв. П-2 Западно-Тепловская площадь):
в ассельских отложениях (средняя часть) трещиноватыми являются известняки, слагающие верхнюю половину яруса, где развиты вертикальные ветвящиеся трещины с раскрытостью 0,02—0,1 мм, частично выполненный кальцитом и доломитом;v
в сакмарских отложениях высокотрещиновытыми являются доломиты средней пачки, где в керне из интервала 3,183—3,199 км отмечены ветвящиеся трещины преимущественного вертикального и горизонтального направлений, и известняки верхней пачки на границе с артинскими отложениями, где в керне присутствуют трещины с величиной раскрытости 0,01—0,2 мм (интервал 3,093-3,097 км);
артинские отложения характеризуются повышенной трещиноватостью по всему разрезу, размер и ориентировка трещин различная — от волосяных ветвящихся до вертикальных с раскрытием 0,03—1,0 мм. Как правило, повсеместно зоны повышенной трещиноватости отмечаются на кавернограммах увеличением диаметра скважин.
Подобная характеристика разреза в той или иной степени устанавливается в ^большинстве скважин, пробуренных в биогермной (рифовой) части (скв. П-4,
Количественная оценка емкости коллекторов трещинного типа может быть дана по значениям эффективной пористости, полученной по керну. Так, в скв. 12 Западно-Тепловской площади интервалам повышенной трещиноватости в артин- ских отложениях (2,914—2,921, 2,947—2,956 км) соответствуют значения открытой пористости но керну от 1,4 ло 15,5%. В скв. П-4 этой же площади открытая пористость известняков, имеющая вертикальные и горизонтальные трещины, колеблется от 3,87 (3,072—3,079 км) до 15,48% (3,050—3,054 км)., Полученные значения пористости нельзя отнести к чисто трещинным коллекторам, так как по описаниям керна в интервалах повышенной трещиноватости, как правило, присутствуют известняки и доломиты с высокой кавернозностью.
Высокая кавернозность рифогенных известняков в зоне основного бортового уступа установлена в процессе бурения на Западно-Тепловской площади. Предварительно выделяются две зоны высокой кавернозности: первая располагается в наиболее приподнятой части структуры и стратиграфически приурочена к верхам артинских отложений, вторая стратиграфически приурочена к границе между артинскими и сакмарскими отложениями. Вторичные поры и каверны многократно увеличивают емкостную и продуктивную характеристику коллектора. Примером могут служить результаты испытания скв. 5, где из первой зоны получен фонтанный приток газа с дебитом 635 и конденсата с 127 м3/сут через штуцер 19,06 мм. Получение фонтанных притоков газа и нефтекондеисата в скв. 5, 12, 14, 18, 28 и быстрое выравнивание статического давления на устье при снятии кривой восстановления давления (22 мин в газоконденсатной части и 36—45 мин в нефтяной) свидетельствуют о наличии хорошей гидродинамической связи в залежи и высокой коллекторской характеристике нижнепермских карбонатных отложений.
Таким образом, на основании изучения коллекторов в Западно-Тепловской площади для рассматриваемого участка северной бортовой зоны Прикаспийской впадины можно сделать следующие предварительные выводы:
для подсолевых нижнепермских карбонатных отложений установлены три типа коллекторов: поровой, каверновый и трещинный;
площадное распространение коллекторов подчинено структурно-тектоническим и морфологическим особенностям строения северной бортовой зоны;
коллекторы порового и кавернового типов наиболее широко развиты в артинских отложениях;
трещинные коллекторы пользуются наибольшим распространением в приподнятой части зоны бортового уступа;
зоны интенсивного кавернообразования приурочены к кровле верхне- артинских и к границе артинско-сакмарских отложений;
характер площадного распространения установленных типов коллекторов служит поисковым признаком для правильной ориентировки нефтегазопоисковых работ.
УДК 552.54 (470.13)
В. М. БУЗИ НОВ А
ФОРМИРОВАНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТОВ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИЙ
С целью выяснения перспективности разведки карбонатных отложений глубоких горизонтов на нефть и газ проведено исследование карбонатных пород силура Тимано-Печорской провинции, залегающих на глубинах от 3 до 4,5 км.
Рис. 1. Обаорная жарта карбонатных пород Тимано-Печорской провинции.
а — контуры структур первого порядка; I — Ижма-Печорская впадина, II — Печеро- Кожвинский мегавал, III — Денисовская впадина, IV — Колвинский мегавал, V — Хорей- верская впадина, VI — Варандей-Адзвинская структурная зона, VI — гряда Сорокина, VII — гряда Чернышева, РХ — Большесынинскае впадина; б — контуры структур второго порядка (цифты в кружках): 1 — Седуяхинский вал; 2 — Малоземельская ступень; з — Пя- тейская депрессия; 4 — Шапкино-Юрьяхинский вал; 5 — Тибивисская депрессия; в — Лай- скийвал; площади, скважины: 1 — Седуяха, 67; 2 — Нарьян-Мар, 1; 3 — Васильково, 1,4 — Лая-Вож, 1; 5 — Жайкино, 2; 6 — Ю. Шапкино, 21; 7 — Верхний Грубешор, 1; 3 — Юрьяха, 1; 9 — Ср. Шапкино, 1; 10 — Мутный Материк, 1; 11 — Кипиево, 1; 12 — Тереховей, 1; 13 — Южная Лыжа; 14 — Вятка, 1; 15 — Соня, 1; 16 — Харьяга, 1; 17 — Возей, 51; 18 — Уса, 1; is — Батан, 1; 20 — Средняя Макариха, 1; 21 — Усино-Купппор, 1; 22 — Кочмес, 1;
23 — Салюка, f; 24 — Хорейвер, 1.
Изучен керн скважин Хорейверской впадины и ее западного обрамления: скв. 1 Хорейверской, скв. 1 Салюкинской, скв. 1 Средне-Макарихинской, скв. 1 Баганской, скв. 51 Возейской площадей (рис. 1).
Выделены отложения нижнего (лландоверский и венлокский ярусы) и верхнего силура (лудловский и надлудловский ярусы) [рис. 2], представленные
доломитами и известняками с прослоями глинисто-карбонатных пород. Доломиты в разрезе преобладают. Они же представляют наибольший интерес как породы-коллекторы — это вторичные, нередко известковистые доломиты со следами огранцческих остатков и примесью рассеянного органического вещества. Структура породы и порового пространства доломитов сложна, что
Рис. 2. Пачки с благоприятными коллекторскими свойствами в разрезе силурийских отложений Тимано-Печорской провинции.
1 — породы-коллекторы (по керну); 2 — чередование пород-коллекторов с плотными прослоями
обусловлено многообразием вторичных процессов; наблюдается разнообразное переплетение, иногда прорастание зерен различной размерности и формы. Нередко зерна доломита содержат следы деформации сжатия: наблюдаются полисинтетические двойники, волнистое угасание, зубчатая форма зерен, обусловленная смещением блоков по спайности.
Иногда внутри зерен наблюдаются очень тонкие ступенчатообразные тре-
щинки, рассекающие их по спайности. Все это свидетельствует о существовании высоких давлений, связанных как с большими глубинами, так и с тектоническими напряжениями. В доломитах имеются поры различной формы и происхождения:
изометрические — наблюдающиеся внутри кальцитового реликтового участка, а также в массе доломита, обусловленные избирательной растворимостью кальцита и кремнистых включений;
поры неправильной формы с четкими зубчатыми краями, связанные с почти полным растворением реликтового кальцита в «ромбоэдрических» доломитах.
поры удлиненные , нередко образующие цепочку, разделены и окаймлены зернами доломита поздней генерации,, являющиеся реликтами минерализованных трещин;
поры ромбоэдрической формы, весьма редкие, образованные за счет растворения зерен доломита.
Местами доломиты представлены лапчатыми зернами, создающими компактную упаковку. В них наблюдаются лишь редкие разрозненные поры. Наиболее интересны доломиты, сложенные ромбоэдрическими зернами и имеющую рыхлую упаковку. В них наблюдаются многочисленные крупные поры неправильной формы с весьма характерными зубчатыми краями, образованными ромбоэдрическими зернами доломита. В углах некоторых пор наблюдаются реликты кальцита, поры нередко сливаются. Такие породы характеризуются относительно- высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Их пористость достигает 16%, проницаемость — 59 мД.
Пористые доломиты наиболее распространены в отложениях венлокского яруса. Они прослеживаются на значительном расстоянии от Салюкинской до Возейской площади. В разрезе последней их содержание резко сокращается. Кроме того, они слагают пачку в кровле силурийских отложений, залегающую- непосредственно ниже поверхности размыва. Максимальное развитие пород- коллекторов наблюдается в разрезе Салюкинской скважины. Современная структура пород является результатом, с одной стороны, первичных признаков, а с другой — развивавшихся на их основе вторичных процессов.
Изучение пород под микроскопом позволило наблюдать результаты разнообразных процессов, одни из которых способствовали увеличению плотности пород, другие наоборот, — развитию пористости и проницаемости.
Наиболее ранний процесс, сыгравший существенную роль в формировании пород-коллекторов, — протекавшая неравномерно диагенетическая доломитизация. При наиболее полном проявлении этого процесса создавалась порода плотной упаковки, состоящая из лапчатых конформно-сросшихся зерен доломита. На участках, где доломитизация происходила медленно и неполно, образовывалась порода рыхлой упаковки, представленная хорошо сформированными ромбоэдрическими зернами, заключенными в массу кальцита. В такой породе сохранились первичные поры; она рказалась наиболее проницаемой для пластовых вод, и в результате последующих процессов, в условиях развития трещиноватости и усиления гидро-геологической активности, подвергалась интенсивному выщелачиванию.
В благоприятных условияхнроисходило избиральное растворение и вынос кальцита, о чем свидетельствует ненарушенность зерен доломита. При таком селективном растворении сохраняется доломитовый каркас, создающий подземный резервуар. Полное растворение однородной породы при наличии высокого давления менее эффектвно, так как приводит к развитию стилолитизации, весьма слабо увеличивающей емкость породы, или к образованию карста, который при определенном сочетании давления, прочностных свойств пород и геометрии полостей может приводить к обрушению пласта. При меньшей интенсивности растворения происходит образование пор и каверн в органогеннообломочных, оолитовых и других первично-пористых известняках за счет то более, то менее полного растворения форменных элементов или цементирующей массы. Наблюдающийся в описываемой толще процесс растворения карбонатных пород путем стилолитизации свидетельствует о переходе в раствор большого количества карбонатов кальция и магния, которые при выпадении из растворов запечатывают поры и трещины и способствуют регенерации карбонатных зерен.
Перекристаллизация, вторичная минерализация, сдавливание, выражающееся в образовании конформных и стилолитовых контактов создают ундли- чение плотности и монолитности карбонатных пород. Тектонические подвижки приводят к сложнонапряженному состоянию породы и деформациям ее структуры. В этих условиях монолитные породы преимущественно склонны к растрескиванию, а пористые могут подвергаться как уплотнению, так и увеличению пустотного пространства, в том числе путем растрескивания. Таким образом создаются системы трещин, являющиеся путем проникновения пластовых вод и других флюидов в породы.
Поступление углекислого газа в пластовые воды может происходить как за счет разложения органического вещества в период катагенеза, так и за счет поступления глубинных газов по разломам. Пластовые воды, обогащенные углекислым газом, вызывают интенсивное растворение кальцита. Расходование углекислого газа приводит к снижению растворимости кальцита, который в случае застойности вод снова выпадает в осадок. При активном водообмене происходит существенное растворение карбонатов кальция с образованием пород-коллекторов. Отсутствие коррозии зерен доломита в сильно выщелоченных известковистых доломитах силура свидетельствует о существовании условий, неблагоприятных для их растворения. >
Глубокое залегание слоев, с точки зрения формирования карбонатных коллекторов, является как отрицательным. Так и положительным фактором. С одной стороны, высокое давление и температура больших глубин обусловливают развитие процессов^ вызывающих уплотнение пород, а с другой, способствуют выщелачиванию карбонатов из-за увеличения их растворимости в условиях повышенной активности пластовых вод.
Определяющей в формировании пород-коллекторов в карбонатных толщах является, в конечном счете, тектоника, создающая пути подтока флюидов, а также наличие относительно приподнятых зон, служащих ареной активного выщелачивания.
Развитие пород-коллекторов в венлокском ярусе нижнего силура объясняется устойчивым поднятием территории в период верхнекаледонской складчатости. В наиболее благоприятных условиях оказалась Салюкская и, вероятно, другие структуры, расположенные в восточной прибортовой полосе, у стыка крупных тектонических поднятий: гряд Чернышева и Сорокина, воздымание которых повлекло за собой относительный подъем прилегающей территории, что обусловило усиление водообмена и формирование пористо-проницаемых толщ на этом участке. Этим же обусловлено образование пористых пород в кровле силурийских отложений.
Проведенные исследования показали, что в карбонатных разрезах на больших глубинах при развитии вторичных процессов с преобладанием выноса вещества могли формироваться породы-коллекторы, сохранившие благоприятные коллекторские свойства вплоть до настоящего времени.
СОДЕРЖАНИЕ
Выпуск 123
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Б. К. Прошляков, А. Н. Дмитриевский, Т. И. Гольянова. Некоторые итоги и задачи в области изучения коллекторов нефти и газа на больших глубинах 3
Г. Н. Перозио, Л. Д. Малюшко. Закономерности постседиментационного уплотнения гранулярных коллекторов с глубиной 9
| А. А. Ханин \, М. И. Колоскова, К. А. Абдурахманов, М. К. Кургу
зова, О. Ф. Корчагин. Структура порового пространства й коллекторские свойства песчаных пород глубокозалегающих горизонтов Днепровско- Донецкой и Восточно-Кубанской впадин . . . 16
В. М. Добрынин, Б. Н. Куликов. Влияние и учет термобарических условий при изучении коллекторских свойств песчано-глинистых пород 21
П. А. Карпов. Количественная оценка температуры и времени как физических факторов глубинного изменения пористости песчаников . .25
П. С. Жабрева, В. А. Ханин, Г. Т. Юдин. Терригенные породы-коллекторы мезозоя и их свойства в глубокопогруженных зонах Предкавказья 29
Б. К. Прошляков, Д. Д. Котельников. Роль аутигенных глинистых минералов в изменении коллекторских свойств песчано-алевритовых пород на больших глубинах , . . .33
Э. А. Бакиров, Н. А. Скибицкая. Роль процессов катагенеза в формировании коллекторских свойств пород на больших глубинах 37
Е. Г. Журавлев, Т. А. Лапинская. Особенности формирования и изменения с глубиной гипергенных трещинных коллекторов в фундаменте Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций 41
Р. С. Копыстянский. Изменение трещиноватости горных пород с глубиной и ее влияние на коллекторские свойства пород 45
Т. Т. Клубова, Л. П. Климушина. Особенности постседиментационной истории глин баженовской свиты, определяющие их коллекторские свойства 48
И. А. Пинчук, Л. П. Гмид, Г. В. Лебедева, Н. М. Кругликов. Емкостные и фильтрационные свойства подсолевых отложений сверхглубокой Биикжальской скв. СГ-2 51
Ш. К. Китовани, И. А. Спарсиашвили, К. П. Каличава, Л. А. Чих- ладзе. Изменение коллекторских свойств пород Притбилисского района с глубиной 53
X. М. Мамаджанов, А.Р. Кариев. Изменение с глубиной коллектор
ских свойств нефтегазоносных горизонтов Юго-Западного Таджикистана 55
В. П. Лазаревич, И. А. Назаревич, Г. И. Рязанова, Н. И. Швыдко. Влияние литологических параметров на емкостные свойства песчаноалевритовых пород 57
62646670737883869094984011041076264667073788386909498401104107
62
64
66
70
73
78
83
86
90
94
98
401
104
107
62
64
66
70
73
78
83
86
90
94
98
401
104
107
К. Прошляков, Т. И. Галъянова, Ю. Г. Пименов, А. В. Ярошенко. Влияние вторичных процессов на коллекторские свойства палеозойских отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины . . .
Э. Л. Даидбекова, Г. И. Сафаров, Р. Р. Рахманов. Коллекторы нефти и газа мезокайнозойских отложений Кюрдамирской области (Азербайджан) и факторы, влияющие на изменение их пористости с глубиной . ,
И. М. Горбанец. Влияние геологических факторов на изменение физических свойств и формирование коллекторов различных типов . . .
С. Ф. Сулейманова, Н. В. Кляцко. Факторы, влияющие на пористость пород-коллекторов среднеплиоценовых отложений Апшероно-Прибал- ханской тектонической зоны ;
Г. Н. Перозио. Особенности катагенетического преобразования кварца в различных по вещественному составу породах на больших глубинах
Н. Н. Бакун, Л. Л. Коцеруба. Морфологические разновидности вторичного порового пространства как показатель изменения свойств терригенных пород-коллекторов при воздействии различных факторов . ,
О. Л. Черников, Л. И. Куренное. Классификация песчано-алевритовых коллекторов по совокупности их литологических особенностей . . .
В. Литвин, М. Е. Долуда, С. Д. Харченко. Закономерности изменения качества терригенных пород-коллекторов Днепровско-Донецкой впадины на больших глубинах
И. В. Безбородова. Изменение пористости известняков с увеличением глубины их залегания .
С. Сахибгареев. Раннее формирование углеводородных скоплений в межсолевом комплексе верхнего девона Припятской впадины как критерий сохранения коллекторов на больших глубинах . . .'
М. Б. Хейров, Э. Л. Даидбекова. Роль нефти и газа в формировании и сохранении порового пространства пород-коллекторов
П. А. Карпов, В. И. Горшков, А. Ф. Степанова, Н. В, Соловьева. Прогнозная оценка стадиального преобразования отложений подсолевого комплекса Прикаспийской впадины
Af. Б, Рипун. Основные факторы, влияюпще на изменение пористости с глубиной в палеогеновом флише Предкарпатского прогиба . . .
Выпуск 124
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВВ ОБЛАСТЯХ РАЗВИТИЯ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ
ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩ
П. А. Карпов, Н. В. Соловьева, А. Ф. Степанова, В, С. Лаврентьева, А. Л. Гожая, Л. И. Филиппова, М. А. Костенко. Прогнозирование условий и зон, благоприятных для сохранения первичных и развития вторичных коллекторов на больших глубинах
Т. И. Гурова, К. С. Кондрина, Р. С. Рояк, Л. С. Чернова. Роль литологофациального анализа при прогнозировании промышленных коллекторов нефти
М. Добрынин, В. А. Серебряков. Геофизические методы прогнозирования аномально-высоких давлений в коллекторах на больших 218
глубинах -Г.117
Я. Африкян, Н. И. Маринкина. Возможность выделения коллекторов в глубоких скважинах Прикаспийской впадины .121
И. Быков, 3. С. Гордон, Т. И. Шиловская, В. Л. Шустер. Результаты комплексного изучения карбонатных коллекторов нефти и газа на больших глубинах (на примере верхнеюрских отложений Восточной Туркмении) 123
И. А. Мухаринская, С. М. Виткалов, А. А. Лагутин. Оценка параметров пород-коллекторов глубокозалегающих газоносных горизонтов Восточной Украины 126
И. Смольянинова. Коллекторские особенности пород нижнего мела Терско-Сунженского нефтеносного района на глубинах свыше 3000 м 130
Д. Д. Котельников, В. Г. Виноградов, А. 'Д. Дзюбло. О различной термодинамической устойчивости ди- и триоктаэдрических смешано- слойных образований при погружении пород на большие глубины . . .132
К. Мальцева, Н. И. Громадина, Т. Я. Юркевич. Прогнозирование распространения пород-коллекторов в терригенных юрских отложениях Восточной Туркмении 137
М. Смехов, М. X. Булач, Т. В. Дорофеева, В. Н. Калачева. Закономерности изменения свойств коллекторов с глубиной и возможности их прогнозирования 141
Г. Коблов, Л. П. Иванъшина, Р. Л. Буценко. Изменение с глубиной коллекторских свойств осадочных образований о-ва Сахалин и прогнозирование зон распространения коллекторов порового типа . . . .144
М. Мирошниченко, А. Н. Африкян. Результаты петрофизичег- ского изучения образцов карбонатных пород Западно-Тепловского месторождения 148
В. Ярошенко. Основные факторы, определяющие пустотное пространство биогермных карбонатных пород (на примере нижнепермских отложений Южного Приуралья) 151
Ю. В. Терновой, Н. Г. Сулейманов, Г. С. Корнеев. Роль некоторых факторов, влияющих ца свойства пород-коллекторов в глубокопогру- женных зонах Чернолесской впадины . .155
К. X. Бакиров, М. А. Чимбулатов, Н. М. Шкондина, А. В. Яковлев.
Зоны, благоприятные для формирования коллекторов нефти и газа в подсолевых отложениях палеозоя Ширкалинского свода 161
Г. И. Суркова. Роль постседиментационных факторов в сохранении первичной и формировании вторичной пористости в среднекаменноугольных карбонатных коллекторах Пермской области 163
И. Ермаков, 3. В. Кабанова, В. Б. Вельдер. Катагенетические преобразования юрских отложений Кавказа и распределение в них зон, благоприятных для сохранения коллекторов 165
А. Кривошея, В. М. Тесленко — Пономаренко. Влияние посг- седиментационных процессов на коллекторские свойства нижнекаменноугольных отложений центральных районов Днепровско-Донецкой впадины169
Л. А. Буддо, С. Г. Шашин. Катагенетические изменения терригенных пород коллекторов докембрия северо-востока Иркутского амфитеатра . 172
Р. Н. Петрова. Катагенетические преобразования и коллекторские свойства песчано-алевритовых пород нижней юры Восточно-Кубанской впадины 175
Е. И. Бодунов, В.. А. Пантелеев. Особенности коллекторских свойств пермских отложений Хапчагайского поднятия (ЯАССР) ........178
Б. Я. Вассерман, В. И. Богацкий, В. И. Еременко, Н. Б. Рассказова, Л. И. Филиппова. Коллекторские свойства терригенных пород девона в среднепалеозойских прогибах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции . 180
Я. Сердюк, Н. П. Запивалов, В. Я. Шерихора, Н. Г. Рожок, Л. В. Залазаева, С. М. Яшина. Новый нефтегазоносный комплекс на юге Западно-Сибирской плиты 184
Б. К. Прошляков, Т. И. Гольянова, А. Н. Дмитриевский, Ю. Г. Пименов. Коллекторские свойства подсолевых отложений Биикжальской сверхглубокой скважины СГ-2 189
И. Шишигин. Закономерности изменения качества коллекторов мезозоя Западнб-Сибирской равнины . L......192
Н. В. Смирнова, Н. С. Лагутенкова. Коллекторские свойства песчаных пород верхнего докембрия Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на глубинах 2—5 км . . 197
Л. А. Демидович, Т. А. Шевченко, Ф. Я. Бенеман. Закономерности изменения с глубиной коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород девона Припятского прогиба 199
Я. Р. Морозевич, О. П. Абрамова, (А. А. Ханин!, М. И. Куликова. Влияние термобарических условий на физические свойства пород Шат- лыкского месторождения^ . 204
А . А. А ль ж ано в, С. Г. Даумов, А. Ф. Ильин. Коллекторы нефти и газа подсолевых нижнепермских отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины ., . х. . \. . . 210
В. М. Бузинова. Формирование карбонатных коллекторов глубоких горизонтов Тимано-Печорской провинции 213
УДК 552.5
Прошляков Б. К., Дмитриевский А. Н., Гальянова Т. И. Некоторые итоги и задачи в области изучения коллекторов нефти и газа на больших глубинах.—«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 3—8.•
В статье дан краткий обзор материалов по изучению коллекторов нефти и газа на больших глубинах; показаны причины и последствия изменения коллекторских свойств осадочных пород, оценены их продуцирующие возможности, а также сформулированы основные задачи в области познания пород-коллекторов нефти и газа на больших глубинах.
Список лит. — 19 назв.-
УДК 553.98 : 553.061
Перозио Г. Н., Малюшко Л. Д. Закономерности постседиментационного уплотнения Гранулярных коллекторов с глубиной. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123, М., «Недра», с. 9—15.'
В статье показано, что терригенные породы под влиянием горного давления постепенно уплотняются и теряют свои коллекторские свойства.
Изучение типов зерновых контактов, числа контактов на зерно А, интенсивности катагенеза I и коэффициента уплотнения К^ позволяет получить четкое представление о преобразовании с глубиной разнообразных по составу песчаников и алевролитов.
Табл. 1, ил. 3, список лит. — 4 назв.•■■
УДК 552.5.
Структура порового пространства и коллекторские свойства песчаных пород глубоко- залегающих горизонтов Днепровско-Донецкой и Восточно-Кубанской впадин. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 16—21. Авт. | А. А. Ханин |, М. И. КолоСкова, К. А. Абдурахманов и др.
В статье рассматриваются структура порового пространства и коллекторские свойства песчаных пород глубокозалегающих горизонтов нижнего карбона и верхней юры. Наиболее благоприятная структура порового пространства наблюдается у крупно-среднезернистых, а также мелкозернистых песчаников, содержащих незначительное количество цементирующего вещества.
Для этих разностей характерны крупные размеры основных фильтрующих каналов, определяющих сравнительно высокую проницаемость их. С увеличением количества цементирующего вещества усложняется структура пород, уменьшается сечение фильтрующих поровых каналов, что заметно снижает проницаемость и эффективную пористость.
Ил. 2.
УДК 551.1 : 53.
Добрынин В. М., Куликов Б. Н. Влияние и учет термобарических условий при изучении коллекторских свойств песчано-глинистых пород. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 21—25.,
В работе рассматривается влияние изменения эффективного напряжения, пластового давления и температуры, происходящего при отборе кернов горных пород, на их пористость и проницаемость. Приводятся результаты экспериментального изучения образцов пород с помощью специальной установки, позволяющей моделировать пластовые условия.
Ил. 2.
УДК 551.1 : 53
Карпов П. А. Количественная оценка температуры и времени как физических факторов глубинного изменения пористости песчаников. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 25—28.
Для определения температуры и времени используются стадии изменения углей и корреляционная связь между отражательной способностью витринита и пористостью песчаников.
В статье показана возможность установления температуры и времени, необходимых для снижения начальной пористости песчаников до заданных величин.
Табл. 1, ил. 3, список лит. — 7 назв.
УДК 552.1 : 53.552.144
Жабрева П. С., Ханин В. А., Юдин Г. Т. Терригенные породы-коллекторы мезозоя и их свойства в глубокопогруженных зонах Предкавказья. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 29—33.
В статье изложены вопросы изменения коллекторских свойств с глубиной залегания пород. Основное внимание уделено геологическим факторам: тектоническому, гидрогеологическому и др. Дан анализ изменения коллекторских свойств пород, развитых в различных тектонических зонах платформенных районов и в передовых прогибах.
Ил. 4.
Прошляков В. К., Котельников Д. Д. Роль аутигенных глинистых минералов в изменении коллекторских свойств песчано-алевритрвых пород на больших глубинах. — «Тотпы МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 33—36.
В статье анализируется аутигенное образование глинистых минералов в стадию катагенеза. Каждому из новообразованных глинистых минералов свойственны специфическая морфология и особенности расположения в поровом пространстве песчано-алевритовых пород. Благодаря этому в условиях больших глубин глинистые минералы по-разному влияют на коллекторские свойства пород. Особенно сильно влияет на снижение фильтрационных свойств и увеличение остаточной водонасыщенности хлорит.
Ил. 2, список лит. — 8 назв.
УДК 552.5
Бакиров Э. А., Скибицкая Н. А. Роль процессов катагенеза в формировании коллекторских свойств пород на болыПих глубинах.—«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 37—40.
Процессы катагенеза (раскристаллизация, регенерация, карбонатизация) приводят к менее интенсивному снижению с глубиной эффективной пористости по сравнению с открытой пористостью, к сдвигу границы коллектор—неколлектор в сторону более низких коэффициентов открытой пористости. Благодаря этим процессам при одинаковых коэффициентах открытой пористости горные породы, залегающие на больших глубинах, могут иметь значительно более высокие коэффициенты проницаемости по сравнению с породами, залегающими на меньших глубинах. Такая закономерность создает возможность существования месторождений на больших глубинах.
Ил. 4, список литер. — 7 назв.
УДК 552.54 : 553.98
Журавлев Е. Г., Лапинская Т. А. Особенности формирования и изменения с глубиной гипергенных трещинных коллекторов в фундаменте Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123, М., «Недра», с. 41—44.
На основании изучения разрезов погребенной коры выветривания фундамента двух нефтегазоносных территорий Советского Союза выделены зоны выветрелых пород, открытая пористость и проницаемость которых позволяет считать их возможными трещинными коллекторами. Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают зоны дезинтеграции и выщелачивания крупнозернистых кварцсодержащих пород — гранитоидов, биотитовых плагиогнейсов, грашгго-гнейсов. Кора выветривания их наиболее устойчива к влиянию литостатического давления вышележащих пород, поскольку в них в течение более длительного времени сохраняется жесткий каркас породообразующих минералов, препятствующих сжатию и уплотнению. ■
Табл. 1, ил. 1, список лит..—- 4 назв.
УДК 552.1 : 53 (447.83.86)
Кепыстянский Р. С. Изменение трещиноватости горных пород с глубиной и ее влияние на коллекторские свойства пород. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», С. 45—47.
По данным изучения трещиноватости горных пород на поверхности и глубине, экспериментальных работ и анализа геологических данных Карпатской нефтегазоносной провинции сделан вывод об увеличении с глубиной роли трещин в образовании коллекторских свойств пород и переходе пористых коллекторов в трещинные и трещинно-кавернозные. Этому содействует не только уменьшение межзерновой пористости и проницаемости, но и характер напряженного состояния в недрах Земли, возрастание аномально высокого пластового давления, а также интенсивности выщелачивания карбонатных пород. G учетом выявленных закономерностей развития различных систем трещин и изменения их эффективности на глубине даются практические рекомендации по поискам трещинных и трещинно-кавернозных коллекторов.
Список лит. — 9 назв.
УДК 552.5 : 551.762 (571.12)
Клубова Т. Т., Климушина Л. И. Особенности постседиментационной истории глия баженовской свиты, определяющие их коллекторские свойства. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 48—50.
В статье рассмотрена постседиментационная история верхневолжских битуминозных глин баженовской свиты, являющихся одновременно и Покрышками залежей нефти и газа в отложениях юры, и коллекторами нефти. Оценена роль текстур с органическим веществом в формировании коллекторских свойств этих пород. Решающая роль в формировании коллекторских свойств отводится зонам текстурной перестройки.
Табл. 1, ил. 2, список лит. — 5 назв.
Емкостные и фильтрационные свойства подсолевых отложений сверхглубокой Биик- жальской скв. СГ-2. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 51—53. Авт.; И. А. Пинчук, Л. П. Гмид, Г. В. Лебедева, Н. М. Кругликов.
В статье рассмотрены вопросы качественного и количественного изучения емкостных и фильтрационных свойств пород. Комплексное исследование подсолевых отложений сверхглубокой Биикжальской скв. СГ-2 позволило выделить для них трещинно-поровый тип коллектора и надежные глинистые породы-покрышки. Установлено, что степень вторичной изме- ненности пород соответствует началу глубинного катагенеза.
УДК 552.5 (479.22)
Изменение коллекторских свойств пород Притбилисского района с глубиной. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 53—55. Авт.: Ш. К. Китовани, И. А. Спарси- ашвили, К. П. Каличава, Л. А. Чихладзе.
В статье приведена литологическая характеристика пород, слагающих терригенно- вулканогенно-карбонатную толщу олигоцен-верхнемелового возраста Притбилисского района, й, рассматривается изменение пористости этих пород в зависимости от глубины. Результаты опробования скважин, частые поглощения промывочной жидкости при бурении указывают на существование в этом разрезе резервуаров большой емкости и высокой фильтрационной способности, коллекторов кавернозно-трещинного типа.
Табл. 1.
УДК 622.23.02 (575.3)
Мамаджанов X. М., Кариев А.-Р. Изменение с глубиной коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов Юго-Западного Таджикистана.—«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 55—57.
В статье рассматриваются особенности литологического состава и коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород Юго-Западного Таджикистана на глубинах до 5000 м. Отмечается, что при погружении меняется структура пород и снижаются их пористость и проницаемость. Наряду с этим сделан вывод о наличии на больших глубинах коллекторов нефти и газа промышленного значения.
УДК 551.76.022.4 : 553
Влияние литологических параметров на емкостные свойства песчано-алевритовых пород.— «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 5 7—6 2. Авт.: Б. П. Назаревич , И. А. Назаревич, Г. И. Рязанова, Н. И. Швыдко.
В разрезе мезозойских отложений Восточного Предкавказья намечаются две зоны, характеризующиеся разной степенью проявления зависимости емкостных свойств пород от их состава и строения. Для песчано-алевритовых пород нижней зоны (свыше 3500 м) характерно полное отсутствие связей между литологическими и емкостными свойствами пород. В пределах верхней зоны эта связь проявляется отчетливо. Глубина около 3500—3600 м является границей, ниже которой связи между емкостными свойствами пород и их текстурно- структурными особенностями затухают в результате их катагенетического преобразования.
УДК 552.5 : 551.73 (574.11)
Влияние вторичных процессов на коллекторские свойства палеозойских отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 62—64. Авт.: Б. К. Прошляков, Т. И. Гальянова, Ю. Г. Пименов , А. В. Ярошенко.
В работе изложены результаты обработки кернового материала подсолевых палеозойских отложений северного" борта Прикаспийской впадины. В процессе исследования было отмечено, что диа- и катагенетическйе изменения (выщелачивание, перекристализация, сульфа- гизация и т. п.) карбонатных" пород в различной степени влияют на их емкостные и фильтрационные свойства.
УДК 552.54 : 551.76 (479.24)
Даидбекова Э. А., Сафаров Г. И., Рахманов Р. Р. Коллекторы нефти и газа мезокай- нозойских отложений Кюрдамирской области (Азербайджан) и факторы, влияющие на изменение их пористости с глубиной. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 64—67.
В статье показано изменение пористости коллекторов различных типов с глубиной и факторы, влияющие на их емкостные свойства. Освещаются промыслово-геофизическая характеристика, термодинамические и гидрохимические показатели пород-коллекторов. Установлено, что с глубиной уменьшается пористость коллекторов отдельных типов.
Табл. 1.
Горбанец И. М. Влияние геологических факторов на изменение физических свойств и формирование коллекторов различных типов. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 67—70.
В работе показана закономерность изменения физических свойств терригенных коллекторов кумской свиты с глубиной. Выделены зоны распространения коллекторов разных типов и выявлены факторы, приводящие в определенных условиях к образованию трещинно-поровых трещинных коллекторов..
УДК 552.5 (47»)
Сулейманова С. Ф., Кляцко Н. В. Факторы, влияющие на пористость пород-коллекторов среднеплиоценовых отложений Апшероно-Прйбалханской тектонической зоны. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», С. 70—73.
В статье показано, что пористость песчано-алевритовых пород-коллекторов среднего плиоцена Прибалханско-Апшеронской тектонической зоны на глубинах свыше 3000 м определяется интенсивностью тектонических напряжений, гранулометрическим, минеральным ■составом пород, степенью их отсортированности и карбонатностью и степенью уплотнения.
Ил. 2. ।
УДК 549.514 : 553.98
Перозио Г. Н'. Особенности катагенетического преобразования кварца в различных по вещественному составу породах на больших глубинах. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 73 —78.
В статье даются некоторые сведения о количестве новообразованного и растворенного кварца в песчано-алевритовых породах. Показано, что различная интенсивность преобразования песчано-алевритовых пород с различным содержанием зерен кварца в их обломочной части обусловила неравномерность их коллекторских свойств.
Ил. 4, список лит. — 5 назв.
УДК 552.5 : 551.31
Бакун Н. Н., Коцеруба Л. А. Морфологические разновидности вторичного порового пространства как показатель изменения свойств терригенных пород-коллекторов при воздействии различных факторов. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 78—83.
На основе детального изучения терригенных пород-коллекторов различных месторождений выделены морфологические разновидности межзерновой и внутризерновой вторичной пористости. Рассмотрены количественные изменения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов, характерные для различных морфологических типов вторичного порового пространства, определены наиболее эффективные факторы, воздействие которых на породы приводит к образованию вторичной пористости, особенно в условиях больших глубин. Установлено, что развитие пустотного пространства приводит к увеличению эффективной пористости и проницаемости коллекторов с переходом их в более высокие классы.
Табл. 1, ил. 5.
УДК 552.5
Черников О. А., Куренков А. И. Классификация песчано-алевритовых коллекторов по совокупности их литологических особенностей. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 83 —86.
Основываясь на тесной корреляционной связи между литологическим параметром (комплексным обобщающим параметром), отражающим совокупность литологических особенностей песчано-алевритовой породы, и проницаемостью ее, проведена классификация этих пород. Величина литологического параметра хорошо коррелируется с удельной продуктивностью.
Табл. 1, ил. 1.
УДК 553.061.32 (477.5)
Литвин С. В., Долуда М. Е., Харченко С. Д. Закономерности изменения качества терригенных пород-коллекторов Днепровско-Донецкий впадины на больших глубинах. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 86 — 89.
В работе приводятся данные о качестве первично-поровых терригенных пород-коллекторов Днепровско-Донецкой впадины на больших глубинах в зависимости от степени постседиментационных преобразований осадочной толщи. Устанавливается зависимость гипсометрического положения зон и подзон регионального эпигенеза-катагенеза от тектонических и литологических факторов, в том числе и от наличия толщ каменной соли в вышезалегающей части разреза.
Табл. 1, ил, 2, список лит. — 3 назв.
Безбородова И. В. Изменение пористости известняков с увеличением глубины их залегания. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 90 — 94.
В работе приводятся результаты анализа распределения величин пористости структурно- однотипных известняков платформенной карбонатной толщи в интервале глубин 1700— 4800 м. Установлено, что на глубинах свыше 2000 м в известняках происходит резкое снижение катагенетических преобразования и уменьшение пористости. По характеру изменения пористости с глубиной залегания обособляются две группы известняков: в известняках одной группы пористость в указанном интервале глубин не меняется, в известняках другой группы происходит незначительное сокращение пористости с увеличением глубины залегания пород. Характер изменения пористости определяется структурными особенностями пород.
Ил. 2, список лит. — 5 назв.
УДК 553.98 : 551.734
Сахибгареев Р. С. Раннее формирование углеводородных скоплений в межсолевом комплексе верхнего девона Припятской впадины как критерий сохранения коллекторов на больших глубинах. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 94—97.
По аутигенным минералам и характеру вторичных процессов в зоне водонефтяного контакта установлено, что залежи нефти в межсолевых отложениях начали разрушаться под воздействием вод с различной минерализацией. Крайние члены в ряду — слабоминерализованные воды (на уровне садки доломита) — крепкие рассолы, отражают изменения, происходившие в зоне ВПК задонской залежи соответственно Осташковикского и Давыдовского месторождений. Показано, что ранний приход углеводородов в карбонатные породы обеспечивает возможность сохранения их продуцирующих возможностей на больших глубинах.
Список лит. — 8 назв.
УДК 553.981/982.061
Хейров М. Б., Даидбекова Э. А. Роль нефти и газа в формировании и сохранении порового пространства пород-коллекторов. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 98—100.
В статье приводятся результаты изучения физических свойств и состава цемента пород- коллекторов как внутри, так и вне контура нефтегазоносности некоторых нефтегазоносных областей Азербайджана. Данными о глинистых минералах можно пользоваться для оценки физических свойств пород-коллекторов, а также для раздельного прогнозирования залежи нефти и газа.
Ил. 2.
УДК 552.5 : 571.73
Прогнозная оценка стадиального преобразования отложений подсолевого комплекса Прикаспийской впадины. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 101—104. Авт.: П. А. Карпов, В. И. Горшков, А. Ф. Степанова, Н. В. Соловьева.
На основании замеров отражательной способности витринита в подсолевых и надсолевых отложениях Прикаспийской впадины рассчитан его градиент с глубиной в солях. С учетом отражательной способности витринита и сведений о глубинах залегания подсолевых отложений составлены схематическая карта зон углефикации, а также выполнена оценка коллекторских свойств пород 500-метровой толщи подсолевых отложений территории.
Табл. 2, ил. 2, список лит. — 3 назв.
УДК 552.5 : 553.78
Рипун М. Б. Основные факторы, влияющие на изменение пористости с глубиной в палеогеновом флише Предкарпатского прогиба. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 123. М., «Недра», с. 104—106.
225.225.На основании данных по первичному дебиту скважин, эффективным мощностям продук - тивных горизонтов песчаников, физическим параметрам, стадийным преобразованиям пород, и минералов, литолого-фациальным признакам и закономерностям распространения газонефтяных месторождений в региональном плане и по глубинам выделены основные факторы, влияющие на изменение пористости в палеогеновом флише Предкарпатского прогиба. Среди регионально проявившихся факторов основное значение имеют седиментогенез, условия образования и формирования высокопористых песчаников, длительно сохраняющих унаследованные седиментогенные признаки.
225.
225.
15 Заказ 1488
Выпуск 124
УДК 552.5
Прогнозирование условий и зон, благоприятных для сохранения первичных и развития вторичных коллекторов на больших глубинах. —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып..124, с. 107—112. Авт.: П. А. Карпов, Н. В. Соловьева, А. Ф. Степанова и др.
Установлено, что наиболее благоприятными для сохранения-первичных коллекторов на больших глубинах являются районы развития молодых отложений и площади с низкими геотермическими градиентами. Прогнозная оценка коллекторов возможна с использованием связи между отражательной способностью витринита и пористостью песчаников определенного литологического типа. Наиболее благоприятными условиями для развития вторичных коллекторов являются сочетание мощных карбонатных толщ с покрышками, залегающими на карбонатах с крупным перерывом. Вторичные коллекторы могут сохраняться во всех зонах катагенеза и, по-видимому, в зоне метагенеза.
Табл. 2, ил. 1, список лит. — 7 назв.
УДК 552.5 (571.1)
Роль литолого-фациального анализа при прогнозировании промышленных коллекторов нефти. — «Труды МИНХиГП», 1977, вып. 124, с. 113—116. Авт.: Т. И. Гурова, К. С. Кон- дрина, Р. С. Роя к, Л. С. Чернова.
Выяснено, что только в результате детальных литолого-фациальных исследований можно выявить участки распространения мощных (более 10 м) пластов относительно крупнозернистых, слабоглинистых, песчаных пород, в которых в условиях погружения на большие глубины дольше сохраняются благоприятные коллекторские свойства. Улучшение качеств коллекторов в ряде случаев может происходить в результате вторичных процессов преобразования дород (выщелачивания, трещиноватости и т. п.).
Табл. 1, ил. 1.
УДК 551.1 : 53
Добрынин В. М., Серебряков В. А. Геофизические методы прогнозирования аномальновысоких давлений в коллекторах на больших глубинах. — «Труды МИНХ и ГН», 19*77, рып. 124, с. 117—121.
Рассматриваются две основные методики, используемые для прогнозирования аномально-высоких пластовых давлений. Приводится новое обобщенное уравнение, позволяющее применять основные геофизические методы исследования скважин для определения аномальновысоких поровых давлений в глинистых породах. Выполнена проверка этого уравнения. Доказано преимущество использования для определения АВПД аналитической методики «нормального уплотнения», глинистых пород перед графической методикой эквивалентной глубины.
Ил. 2, список лит. — 5 назв.
УДК 552.54 (574.11)
Африкян А. Н., Марвнкииа Н. И. Возможность выделения коллекторов в глубоких .скважинах Прикаспийской впадины. —«Труды МИНХиГП», 1977, выл. 124, с. 121—123.
Рассматриваются возможности определения коллекторов на больших глубинах на примере скв. СГ-1 Аралсорской и СГ-2 Биикжальской. Установлено, что в районе Прикаспийской впадины в терригенных отложениях на глубинах ниже 5000 м выделяются пласты с Хоро- щими^коллекторскими свойствами.
УДК 552.54 : 551.762.3
Результаты комплексного изучения карбонатных коллекторов нефти и газа на больших глубинах (на примере верхнеюрских отложений Восточной Туркмении). — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 123—126. Авт.: Р. И. Быков, 3. С. Гордон, Т. И. Шиловская, В. Л. Шустер.
Описаны результаты комплексных литолого-петрографических и промыслово-геофизических исследований карбонатных коллекторов верхней юры Восточной Туркмении. Анализ большого фактического материала показал, что определяющим фактором, способствующим улучшению коллекторских свойств карбонатных пород, являются разрывные тектонические Нарушения.
Мухаринская И. А., Виткалов С. М., Лагутин А. А. Оценка параметров пород-коллекторов глубокозалегающих газоносных „горизонтов Восточной Украины. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 126 — 130. -
. Выяснен ряд закономерностей в распространении пород-коллекторов и изменении коллекторских свойств на больших глубинах. Оценены перспективы поисков новых газовых зале- s жей в Днепровско-Донецкой впадине в визейских и турнейских отложениях на глубинах ■ 5—7 км, а также в среднекаменноугольных отложениях в юго-восточной части впадины на сквозных структурах под нижнепермско-верхнекаменноугольными продуктивными отложениями.■
Табл. 1, ил. 1.
УДК 551.76.022.4 : 553.981
Смольянинова! К. И. Коллекторские особенности пород нижнего мела Терско-Сунженского нефтетосного района на глубинах свыше 3000 м. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 130—132. .
Установлено, что на формирование коллекторов нижнего мела Терско-Сунженского нефтеносного района оказывали влияние следующие основные факторы: 1) условия осадконакопления; 2) постседиментационные преобразования пород; 3) тектонические процессы, способствующие образованию трещиноватости. Постседиментационные процессы резко проявляются с глубины 3 км. Основной емкостью продуктивных пластов до 3 км можно считать первичную межзерновую пористость. Ниже 3 км главную роль играют коллекторы с вторичной пористостью, связанной с трещиноватостью и выщелачиванием. -
УДК 552.52 : 550.361
Котельников Д. Д., Виноградов В. Г., Дзюбло А. Д. О различной термодинамической устойчивости ди- и триоктаэдрических смешанослойных образований при погружении пород
. на большие глубины. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 12 4, с. 13 2 — 13 7.
' Выяснено, что ди- и триоктаэдрические разбухающие минералы в связи с различной прочностью связи воды в лабильных межсолевых промежутках характеризуются разной термодинамической устойчивостью на больших глубинах. Наибольшая скорость дегидратации . Свойственна разбухающим структурам, а также монтмориллонитам, связанным с деградацией слюдистых минералов. В отличие от этого аградация собственно монтмориллонита протекает с меньшей скоростью. В структуре триоктаэдрических разбухающих минералов вода образует упорядоченные группировки с магнием, что определяет более высокую прочность связийее ■ в межсолевых промежутках.
Ил. 2, список лит. — 8 назв.-
УДК 552.51 (575.4)
Мальцева А. К., Громадина Н. И., Юркевич Т. Я. Прогнозирование распространения пород-коллекторов в терригенных юрских отложениях Восточной Туркмении. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 137—141,
Рассматриваются особенности строения гранулярных коллекторов, вскрытых на глубинах 2000—3600 м, и их изменения по направлению к погруженным частям Амударьинской и Мургабской впадин. Как показали проведенные наблюдения, на изменение коллекторских свойств с глубиной наиболее существенное влияние оказывает минералогический состав алевритово-песчаных пород. Следует ожидать, что в погруженных частях впадин, где терригенные отложения залегают на глубинах до 7000 м, преобладающим развитием будут пользоваться коллекторы V, реже IV классов по классификации А. А. Тянипя.
■ Ил. 1, . -
УДК 553.98.061.4
Закономерности изменения свойств коллекторов с глубиной и возможности их прогнозирования.— «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 141—143. Авт.: Е. М. Смехов, М. X. Вулач, Т. В. Дорофеева, В. Н. Калачева.
По результатам исследований глубокозалегающих коллекторов в районах Волго-Уральской области. Средней Азии, Иркутской области, Северо-Восточного Кавказа и Прибалтики Остановлено преимущественное распространение различных типов трещинных коллекторов, .оказана возможность экстраполяции данных о трещиноватости с дневной поверхности на глубину и соответственно прогнозирования горизонтов интенсивной трещиноватости. Показано, что вторичные пустоты в карбонатных и терригенных толщах развиваются на значительных глубинах..
15*'22?
УДК 552.5 (571.64)
Коблов Э. Г., Иваньшина Л. П., Буценко Р. Л. Изменение с глубиной коллекторских свойств осадочных образований о-ва Сахалин и прогнозирование зон распространения коллекторов порового типа. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 144—147.
Рассмотрены закономерности в изменении межзерновых пористости, проницаемости ж основных параметров трещиноватости пород мезо-кайнозойского разреза острова Сахалин. Показана тесная зависимость свойств коллекторов от литологического состава и глубины максимального погружения и возможность прогнозирования на основе этой зависимости зон распространения коллекторов порового типа. Для определения глубины максимального погружения рекомендуется группа наиболее информативных в этом отношении показателей: физические свойства глинистых пород, отражательная способность витринита, интервальная скорость распространения сейсмических волн, структура песчаных и алевролитовых пород.
Ил. 1.
УДК 552.1 ; 53 : 552.54
Мирошниченко Е. М., Африкян А. Н. Результаты петрофизического изучения образцов карбонатных пород Западно-Тепловского месторождения. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 148 — 151.
Приводятся петрофизические свойства карбонатных пород подсолевых отложений За- тхадно-Тепловского месторождения северного борта Прикаспийской впадины. Выделяются типы коллекторов и даются зависимости параметра пористости от коэффициента открытой пористости, которые могут быть использованы при интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин.
Табл. 3, ил. 2.
УДК 552.541 (470.57)
Ярошенко А. В. Основные факторы, определяющие пустотное пространство биогермных карбонатных пород (на примере нижнепермских отложений Южного Приуралья). —«Труды МИНХ и ГП», 1977, вьш. 124, с. 151 — 155.
Рассматриваются две группы факторов, формирующих коллекторскую емкость биогермных карбонатных пород рифовых массивов, изученных по керну скважин. К долитификацион- ным факторам отнесены структура пород и характер цементации. К послелитификационным — уплотнение" под действием гидростатического давления, сульфатизация пород, а также гипергенные процессы, связанные с континентальными перерывами. В образовании системы открытых закономерно ориентированных трещин основная роль принадлежит тектоническому фактору.
Табл. 1, ил. 2, список лит. — 3 назв.
УДК 552.5 (470.63)
Терновой Ю. В., Сулейманов И. Г., Корнеев Г. С. Роль некоторых факторов, влияющих на свойства пород-коллекторов в глубокопогруженных зонах Чернолесской впадины. — .«Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 155 — 161.
Рассматриваются изменения коллекторских свойств глубокопогруженных нижнемеловых и юрских отложений Чернолесской впадины, зависящие от термобаричеких условий их залегания. Емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов в зоне повышенных температур ухудшаются (осевая северо-западная часть впадины — Журавская геотермическая аномаль) и улучшаются в районе аномально-высоких пластовых давлений (юго-восток впадины, площади Курская, Советская и др.). Аномально-высокие пластовые давления способствуют сохранению емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов вследствие низкой сжимаемости пластовых флюидов. Поэтому на глубинах 5000—7000 м можно встретить удовлетворительные породы-коллекторы для газа.
УДК 552.5 : 551.73
Зоны, благоприятные для формирования коллекторов нефти и газа в подсолевых отложениях палеозоя Ширкалинского свода. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 161 — 163. Авт.: К; X. Бакиров, М. А. Чимбулатов, Н. М. Шкондина, А. В. Яковлев.
Приводятся результаты изучения пористости и проницаемости палеозойских отложений Ширкалинского свода. Имеющиеся данные позволяют предположить, что в разрезе присутствуют различные слои пород от непроницаемых до хорошо проницаемых, и их коллекторские свойства обусловлены трещиноватостью, кавернозностью и возможно стилолизацией.
УДК 552.14 : 553.54
Суркова Г. И. Роль постседиментационных факторов в сохранении первичной и формировании вторичной пористости в среднекаменноугольных карбонатных коллекторах Пермской Области. — «Труды МИНХ и ГП», 1977, вып. 124, с. 163—165.
Рассматриваются органогенные, обломочные и оолитовые известняки Пермской области с незначительным содержанием седиментогенного калыщтового цемента, входящие в состав ереднекаменноугольных продуктивных пластов. Показана роль постседиментационных факторов в сохранении высоких значений первичной пористости и формировании вторичных пустот.
Список лит. — 6 наэв.
УДК 552.51 : 551.762 (470.67)
Ермаков В. И., Кабанова 3. В., Вельдер В. Б. Катагенетические преобразования юрских отложений Кавказа и распределение в них зон, благоприятных для сохранения коллекторов. — «Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 16 5 — 16 8.
Рассмотрены для прогнозирования наличия коллекторов в глубокопогруженных отложениях катагенетические преобразования и литологический состав юрских отложений юго-восточной части Северного Кавказа (Дагестан). Построены схемы по поверхностям, имеющим различные показатели отражательной способности витринита. По этим схемам можно прогнозировать распределение зон, благоприятных для поисков залежей нефти и газа.
Ил. 1, список лит. — 8 назв.
УДК 552.513 : 553.98.061.4 (477.5)
Кривошея В. А., Тесленко—Пономаренко В. №. Влияние постседиментационных процессов на коллекторские свойства нижнекаменноугольных отложений центральных районов Днепровско-Донецкой впадины. — «Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977,
На региональном фоне снижения открытой пористости песчаников и алевролитов в зоне глубинного катагенеза (> 4 км) выявлены пласты с высокими коллекторскими свойствами (кп 0 до 20%, Апр до 1000 мД). Наиболее значительный вклад в образование вторичной пористости вносят процессы взаимодействия в системе порода — пластовая вода: перераспределение карбонатов и вынос карбонатного цемента водами, обогащенными углекислотой, а также развитие трещиноватости пород и сутуро-стилолитовых швов.
Табл. 1, ил. 2.
УДК 552.51 (571.53)
Буддо Л. А., Шашин С. Г. Катагенетические изменения терригенных пород-коллекторов докембрия северо-востока Иркутского амфитеатра. «Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 172—175.
Коллекторские свойства пород продуктивного пласта I докембрия Иркутского амфитеатра определяются условиями их формирования и особенностями катагенетических преобразований. Последние наряду с отрицательным действием оказывают благоприятное влияние на породы, образуя в них вторичную пористость.
Табл. 1, ил. 1.
УДК 552.144/16 + 551.762 (470.62)
Петрова Р. Н. Катагенетические преобразования и коллекторские свойства песчаноалевритовых пород нижней юры Восточно-Кубанской впадины. — «Труды МИНХ и ГП», вып. 124. М., «Недра», 1977, с. 17 5—17 7.
Рассматриваются новые данные об особенностях вторичных преобразований песчаноалевритовых пород нижней юры и влияние их на коллекторские свойства.
Список лит. — 3 назв.
УДК 552.5 : 551.736 (571.56)
Бодунов Е. И., Пантелеев В. А. Особенности коллекторских свойств пермских отложений Хапчагайского поднятия (ЯАССР). —«Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 178—180.
Приведен анализ взаимосвязей коллекторских свойств пород пермской толщи Хапчагайского поднятия. Особенностиразмещения различных типов гранулярных пород, осложненных трещиноватостью, контролируют размещение газоконденсатных залежей.
Ил. 1.
УДК 552.5 : 551.31 : 551.73 (470.13)
Коллекторские свойства терригенных пород девона в среднепалеозойских прогибах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.—«Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 180—184. Авт.: Б. Я. Вассерман, В. И. Богацкий, В. И. Еременко и др.
Представлено детальное изучение кернового материала, позволившее выявить перспективы нефтегазоносности девонских терригенных отложений Печоро-Колвинского авлакогена. В целом они оцениваются очень высоко на всей территории. На юге девонские отложения определяются наличием пород с хорошими коллекторскими /свойствами и большой мощностью терригенной толщи. В северной части высокие перспективы определяются пониженным уровнем катагенетических процессов и значительной площадью их развития.
Ил. 2.
УДК 553.98.61.4 : 551.73 (571.1—14)
Новый нефтегазоносный комплекс на юге Западно-Сибирской плиты. — «Труды минт- и ГП», вып. 124, М.', «Недра», 1977, с. 184—189. Авт.: 3. Я. Сердюк, Н. П. Запивалов, В. Я. Шерихора и др.
Приводятся данные по литологии и коллекторским свойствам терригенно-карбонатаых пород палеозоя, из которых получены фонтанные притоки нефти и газа на юге Западаю- Сибирекой плиты. На схематической карте коллекторов показаны наиболее благоприятные зоны их развития, рифовые массивы. Подробно охарактеризованы карбонатные породы палеозоя Малоичского месторождения нефти.
Ил. 2, список лит. — 3 назв.
УДК 552.5 : 551.73 (574.12) '
Коллекторские свойства подсолевых отложений Бйикжальской сверхглубокой скважины СГ-2. — «Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 18 9—192. Авт.: Б. К. Прошляков, Т. И. Гальянова, А. Н. Дмитриевский, Ю. Г. Пименов.
Приведены результаты лабораторных определений коллекторских свойств пород, слагающих подсолевые отложения Бйикжальской сверхглубокой скважины СГ-2. Наибольший интерес с точки зрения оценки коллекторских свойств представляют песчано-алевритовые породы терригенной толщи (интервал 5,422—5,743 км) и гравелитово-песчаниковои пачки (интервал 4,88—4,98 км).
УДК 552.5 К : 551.76 (571.1)
Шишигин С. И. Закономерности изменения качества коллекторов мезозоя Западно- Сибирской равнины. —«Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 192—197.
Рассматриваются схемы размещения классов коллекторов по величине их проницаемости в отложениях пяти основных нефтегазоносных комплексов (апт-альб-сеноман; готерив-баррем,1 верхний валанжин; верхняя юра; нижне-среднеюрский) на территории Западно-Сибирской низменности.
Табл. 1, ил. 2.
УДК 552.14 : 553.98.061.4 : 551.72
Смирнова Н. В., Лагутенкова Н. С. Коллекторские свойства песчаных пород верхнего докембрия Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на глубинах 2—5 км. — «Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 197—199.
Выявлены литологические признаки, с которыми связано развитие пород-коллекторов и неколлекторов в терригенных отложениях верхнего докембрия платформенной части Волго- Уральской провинции на глубинах до 5000 м.
Список лит. — 5 назв. .
УДК 553.98.061.4 : 552.54 (476.13)
Демидович Л. А., Шевченко Т. А., Бейсман Ф. Я. Закономерности изменения с глубиной коллекторских свойств терригенных и карбонатных пород девона Припятского прогиба. —«Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М.,-«Недра», 1977, с. 199—203.
Представлены результаты изучения коллекторских свойств пород, особенности их литологического состава, структура порового пространства, латеральная изменчивость различных типов пород и их коллекторских свойств на локальных структурах Припятского прогиба. Проведенные исследования показали, что существуют определенные закономерности в изменении коллекторских свойств различных типов пород девона Припятского прогиба с глубиной.
Табл. 2, ил. 1.
УДК 651.1 : 53 (575.4)
Влияние термобарических условий на физические свойства пород Шатлыкского месторождения— «Труды МИНХ и ГП», вып. 124. М., «Недра», 1977, с. 204— 210. Авт.: Я. Р. Морозович, О. Н. Абрамов, | А, А. Ханин |, М. И. Куликова.
Приведены основные результаты комплекса петрофизических исследований пород полимиктового состава. Наряду со стандартными определениями коллекторских свойств изучены электрические свойства, а также выполнены экспериментальные исследования зависимости пористости, сжимаемости пор и электрического сопротивления от термобарических условий яялягания, характеризующихся эффективным давлением ~500 кгс/см3 и температурой ~135° С. Установлены зависимости параметра пористости от температуры и относительного изменения его с температурой от диффузионно-адсорбционной активности пород.
Табл. 3, ил. 2, список лит. — 3 назв.
УДК 552.1 : 53 (574.11)
Альжанов А. А., Даумов С. Г., Ильин А. Ф. Коллекторы нефти и газа подсолевых нижнепермских отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. — «Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 210—212.
В работе освещены литолого-фациальные и морфогенетические особенности строения подсолевого нижнепермского комплекса в пределах Уральского участка северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.
Установлена закономерность изменения свойств коллекторов по стратиграфическому разрезу с глубиной и приведены значения пористости по типам коллекторов. Наибольшими значениями пористости и проницаемости обладают поровые и каверновые типы коллекторов, что подтверждается получением из них высокодебитных фонтанных притоков газа и неф- теконденсата на Западно-Тепловской площади.
УДК 552.54 (470.13)х
Бузинова В. М. Формирование карбонатных коллекторов глубоких горизонтов Тимано- -Печорской провинции. —«Труды МИНХ и ГП», вып. 124, М., «Недра», 1977, с. 213—216.
Представлено детальное изучение керна силурийских отложений Тимано-Печорской цровинции, залегающих на глубине 3—4,5 км, которое показало, что в карбонатных разрезах на больших глубинах при развитии вторичных процессов с преобладанием выноса вещества формировались породы-коллекторы, сохранившие коллекторские свойства до настоящего времени. При благоприятных условиях они могут быть перспективны на нефть и газ.
Ил. 2.
ИБ № 2033
МИНХ и ГП в. 123-124
Изучение коллекторов нефти и газа, залегающихна больших глубинах
Редакторы издательства Н. Г. Богачева, Ф. Н. Чумакова, Т. А. Петрова Художественный редактор В. В. Шутько
Технические редакторы А, В. Трофимов, В. Л. Прозоровская
Корректор А. А. Передерникова
Сдано в набор 7/1 1977 г. Подписано в печать 16/V 1977 г. Т-10613. Формат 60 X 9О‘/1в, Бумагакн. -журн. Печ. л. 14,5. Уч.-изд. л. 21,96. Тираж 1000 экз. Зак. № 1488/12173—3. ЦенаЗ р. 65 к.
Издательство «Недра» 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19Ленинградская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СоветаМинистров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
196006, Ленинград, Московский пр., 91,
1 А л и е в А. И., Керимова А. Характеристика коллекторов глубоких горизон- т°в красноцветной толщи Западной Туркмении. —«Геология нефти и газа», 1974, № 1,
1 Тектоника и нефтегазоносность Актюбинского Приуралья. — «Труды ЗапКаз- НИГРИ», 1972, выл. 5. 200 с. с ил. Авт.: К. X. Бакиров, М. А. Чимбулатов, А. В. Яковлев, Д. 3. Валеев.
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГОСПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ СССР
w МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИИНСТИТУТ НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
имени И. М. ГУБКИН А
ТрудыТрудыВыпуски 123, 124
Труды
Труды
ИЗУЧЕНИЕКОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА,ЗАЛЕГАЮЩИХНА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Под редакциейчл.-кор. АН СССР Н. Б. ВАССОЕВИЧА и проф. Б. К. ПРОШЛЯКОВА
МОСКВА «НЕДРА» 1977
УДК 552.5УДК 552.5
УДК 552.5
УДК 552.5
Редакционная коллегия:
Проф. В. Н. Виноградов (отв. редактор), проф. В. М. Добрынин, проф. Ю, П» Коротаев, doty. А. И. Владимиров, doty. П. С. Белов, doty. Л. К. Белопухов, проф. А. А. Бакиров, проф. А. А. Гуреев, проф. В. Н. Дахнов, проф. В. И. Егоров, проф. В. С. Князев, проф. А. М. Мелик-Шахназаров, проф. Б. Г. Меньшов, проф. Г. В. Молчанов, проф. А, А. Петросянц, проф. Л. А. Рябинкин, проф. В. В. Слесарев, проф. В. В. Симонов, проф. А. А. Ширковский, проф. В. Н. Щел- качев, с. н. с. В. Е. Чемоданов, м. н. с. С. Г. Кожевина (отв. секретарь).
Выпущено по заказу Московского института нефтехимической и газовойпромышленности
И 20804—304 без объявл.043(01)—77И 20804—304 без объявл.043(01)—77© Московский институт нефтехимической и газовой© Московский институт нефтехимической и газовойпромышленностипромышленности
И 20804—304 без объявл.
043(01)—77
И 20804—304 без объявл.
043(01)—77
© Московский институт нефтехимической и газовой
© Московский институт нефтехимической и газовой
промышленности
промышленности
ВЫПУСК 123
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗАНА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
УДК 552.5
В. К. ПРОШЛЯКОВ, А. Н. ДМИТРИЕВСКИЙ, Т. И. ГАЛЬЯ НОВ А