В породы-коллекторы и природные резервуары трещинного и порово-трещинного типов

Дата: 2025-06-02; Просмотры: 12

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Изучению трещиноватости горных пород и роли трещин в образова-нии вторичных пустот и резервуаров в недрах Земли посвящены работы К.И.Багринцевой (1982), Ю.К.Бурлина (1976), Е.М.Смехова (1974), Б.К.Прошлякова, В.Г.Кузнецова (1991).

Трещинами называются разрывы сплошности горных пород без смещения. Они широко развиты во всех типах горных пород, однако, про-

62

мышленно-значимые коллекторы трещинного типа встречаются редко и главным образом в карбонатных породах. Пустотное пространство в них представлено открытыми трещинами, которые и являются путями филь-трации флюидов. Сама порода, в которой образуются трещинные коллек-торы, обычно имеет высокую плотность и хрупкость, низкую пористость и проницаемость. Раскрытость трещин в породах-коллекторах очень незна-чительная - доли миллиметров, редко - миллиметры. Проницаемость ко-

леблется в широких пределах: от 1×10^-17 до 1×10^-11 м².

Порово -трещинные коллекторы образуются в пористых породах (например, в песчаниках ), рассеченных трещинами. Пористость при этом не играет ведущей роли и составляет от 2-3% до 5-7%. Трещиноватость улучшает проницаемость не только коллекторского пласта, но и пласта флюидоупора.

3.1. Типы трещин

Согласно принципам системного подхода, в геологии классификация трещин осуществляется по различным их параметрам (признакам):

По ориентировке относительно элементов слоя различаются тре-

щины:

1. Перпендикулярные к кровле и подошве слоя

2. Параллельные к кровле и подошве слоя

3. Диагональные (наклонные) к кровле и подошве слоя

По ориентировке относительно пространства различаются трещи-

ны:

1. Вертикальные

2. Горизонтальные

3. Наклонные (полого, круто)

4. Широтные

5. Меридианальные

6. Северо-западные

7. Северо-восточные

Трещины, параллельные друг другу, объединяются в одну систему. Разноориентированные трещины секутся друг с другом и делят породу на блоки - остроугольные обломки различной размерности и формы.

По длине (протяженности) выделяются трещины:

Короткие, внутрислойные, не выходящие за пределы слоя

Длинные, протяженные, межслойные, которые секут слои и разде-ляющие их границы

3. По ширине (раскрытости), расстоянию между стенками трещин, заме-ренному по перпендикуляру различаются (по М.К. Калинко):

Макротрещины:

Грубые (широкие) - шириной 1-2мм и более

63

4. По форме:

Прямолинейные (вдоль плоскости)

Криволинейные (кольцевые, дугообразные)

Ветвящиеся

5. По минералогическому составу заполняющего трещину вещества:

Заполненные минералами, прожилками кварца, кальцита и др.

Заполненные глинистыми минералами

Заполненные битумом, органическим, углистым веществом

Свободные (открытые), заполненные водой, газом, нефтью.

6. По времени образования различаются трещины:

Первичные, образовавшиеся на стадии диагенеза (уплотнения, обезвоживания, затвердевания осадка)

Вторичные, образовавшиеся на стадиях катагенеза, метагенеза, гипергенеза, тектогенеза.

Литогенетические трещины наиболее интенсивно образуются на диагенетической стадии, при превращении осадка в твердую породу. Про-цесс сопровождается уплотнением пород под давлением веса вышележа-щих пород и отжатием из них седиментационных вод. Отжатая вода удаля-ется из слоя вдоль поверхности наслоения. Поэтому диагенетические тре-щины в тонкослоистых и глинистых породах ориентированы главным об-разом параллельно слоистости. Другая часть литогенетических трещин ориентирована поперечно или диагонально по отношению к кровле и по-дошве слоя. Образование их объясняется возникновением внутри слоя множества центров стяжения (кристаллизации). В результате слой делится на множество микроблоков, между которыми образуются микротрещины усыхания, гидроразрыва, по которым циркулирует отжимаемая вода, а по-том происходит заполнение минеральными веществами (чаще всего гли-ной, карбонатами). Ориентировка, длина и ширина таких трещин самая разнообразная: они раздваиваются, изгибаются, ветвятся, огибая включе-ния минеральных зерен, конкреции и центры кристаллизации. Поэтому по-верхность стенок их неровная, шероховатая, бугристая.

Глины из всех пород больше всего впитывают влагу ввиду того, что первоначально пористость их очень высокая. Поры микроскопические, за-

* толщина человеческого волоса составляет 100 мкм

64

полнены водой. Поэтому глины более всех пород способны к уплотнению. Под воздействием веса вышележащих пород глинистые минеральные ча-стицы (монтмориллонит, гидрослюда, хлорит) ориентируются перпенди-кулярно к направлению сжатия. Поэтому глинистые и тонкослоистые по-роды приобретают сланцеватую текстуру.

Литогенетические трещины в них ориентированы в основном парал-лельно слоистости и сланцеватости. Песчаные породы имеют массивную текстуру, уплотняются в незначительной степени. Литогенетические тре-щины в них ориентированы, главным образом поперечно или под углом по отношению к элементам слоя. Все типы литогенетических трещин отно-сятся к внутрислойным, они не выходят за пределы слоя.

Тектонические трещины - вторичные, наложенные, секут слои и их границы, группируются в системы. По ориентировке в пространстве раз-личаются четыре системы трещин: меридианальные, широтные, северо-восточные, северо-западные. Трещины тектонического происхождения бо-лее прямолинейные, рассекают слои вне зависимости от структурно-текстурных особенностей породы (рис.17). Поверхности их стенок ровные, гладкие. По направлению действующих сил среди них различаются тре-щины сжатия (скола, кливажа), трещины растяжения (отрыва), трещины кручения (сдвига).

Трещины сжатия закрыты для движения флюидов, раскрытие их может происходить при смене знака тектонических движений и в зоне ги-пергенеза (выветривания) вблизи поверхности Земли. К группе тектониче-ских трещин относятся также палеосейсмические трещины , образовавшие-ся при сейсмических толчках в древние эпохи. По данным К.И.Микуленко (1974) они проявляются в виде систем сближенных трещин, имеют углы падения от 30°-40° до 80°-90°. Характерной их особенностью является приуроченность к определенным стратиграфическим горизонтам (слоям) и высокая степень густоты их проявления. Среди них преобладают трещины растяжения. Они обычно выполнены осадками (песками, глинами, алеври-тами). Стенки их всегда шероховатые, зазубренные. Трещины сжатия тон-кие, закрытые, со следами скольжения или гладкие без следов скольжения, субпараллельные. Расстояние между ними 1-2см, а глины рассланцовыва-ются на более тонкие пластинки (1-3мм).

65

Рис.17. Образцы керна трещиноватых горных пород платформенных отложений Запад-ной Сибири (по К.И.Микуленко, 1967).

Матюшкинская скв.31, гл. 2105-2171м., куломзинская свита. Глина сильно алеврити-стая, отчетливо видна преобладающая круто наклонная система трещин. Менее отчетливо вы-ражены трещины субгоризонтальной системы. 2,3- Соснинская скв.5, гл. 2193-2196м., кулом-зинская свита. Круто наклонная система трещин в песчанистых алевролитах. 4- Александров-ская скв.3, гл. 2775-2780м. Трещины в глинах тюменской свиты. 5- Матюшкинская скв.31, гл. 2550,3-2555,3м. Васюганская свита. Вертикальные трещины в мелкозернистых песчаниках.

6- Соснинская скв.1, гл. 2154,4-2164,4м. Куломзинская свита. Трещиноватый алевролит. 7- Со-ветская скв.17, гл. 2154,4- 2164,4м. Куломзинская свита. Субвертикальные трещины в алевроли-тах. 8- Советская скв.26, гл. 1647-1652м. Покурская свита. Алевролит глинистый , трещинова-тый. 9- Усть-Балыкская скв. 80, гл. 1931-1936м. Вартовская свита. Трещиноватый мелкозерни-стый песчаник. 10- Усть-Балыкская скв. 80, гл. 2092-2095м. Вартовская свита. Наклонная си-стема трещин в сильно глинистых алевролитах.

66

Рис.18. Образцы керна трещинных коллекторов.

А- аргиллит черный известковистый, трещиноватый. Кенкиякское месторожде-ние (Прикаспийская впадина) скв.100, гл. 4595-4599м. Образец насыщен люминофором

(трещины – белые). Развертка двух граней (по Б.К.Прошлякову, 1987).

Б- трещины в газоносных известняках Оренбургского месторождения. Скв.31, гл.1786,5-1791,0м. Свечение люминисцирующей жидкости под кварцевой лампой (по

А.А.Ханину, 1973).

3.2. Методы изучения трещин

По опыту полевых исследований на скальных выходах горных по-род, в шурфах, канавах, карьерах геологи хорошо знают, что трещины есть повсюду, но на одних участках их больше, на других - меньше. Для коли-чественной оценки степени трещиноватости введены понятия "густота" и "плотность" трещин. Густота (удельная плотность) трещин определяется количеством трещин на единицу длины замериваемого участка. Плотность трещин определяется по сумме густот трещин, замеренных в трех взаимно перпендикулярных направлениях. Максимальная густота трещин наблюда-ется в зонах дробления, брекчирования, представляющих собой по суще-ству зону разломов-сбросов, взбросов, раздвигов, сдвигов. Ширина зон трещиноватости и брекчирования при этом может достигать нескольких километров, длина - десятков километров. Для внутрислойных трещин гу-

67

стота обратно пропорциональна толщине слоя: чем больше толщина слоя, тем меньше трещин и тем больше расстояние между ними. На некоторых месторождениях зоны трещиноватости имеют линейные в плане формы и проявляются высокими дебитами нефти в скважинах. Густота трещин мак-симальная у доломитов затем, у известняков, солей, сланцев, мергелей, ар-гиллитов. Менее всех трещиноваты алевролиты, песчаники. В слоях малой толщины породы более трещиноваты.

При исследованиях трещиноватости пород по керновому материалу производятся массовые замеры количества, длины, ширины и угла падения макроскопически видимых трещин, в том числе и заполненных минераль-ным веществом. Изучается их конфигурация, взаимное пересечение, со-стояние стенок, направление штрихов скольжения. Делаются зарисовки и фотографии трещин. Все замеры заносятся в таблицы, обрабатываются ме-тодом построения диаграмм трещиноватости (простирания, угла падения).

Производится классификация их по вышеперечисленным морфоло-гическим параметрам, дается их генетическая интерпретация. Определя-ются густота и плотность трещин, интервалы разреза и зоны повышенной трещиноватости , строятся карты трещин, дизъюнктивных нарушений. Микротрещины изучаются под микроскопом на пришлифовках и в специ-ально изготовленных прозрачных шлифах большой площади. Определя-ются те же параметры, что и для макротрещин: ширина, длина, площадь, густота, системы взаимопересекающихся трещин, минеральное заполнение

5. др. Открытые трещины изучаются в образцах, пропитанных синтетиче-скими смолами. Для этих целей изготовляются образцы пород в виде ку-биков и столбиков, промываются в растворителях, а затем под вакуумом пропитываются окрашенной бакелитовой смолой.

Таблица 15

Классификация трещин по происхождению

(по Ю.К. Бурлину, 1976)

68

Из них можно приготовить и прозрачные шлифы. Под микроскопом производятся замеры морфологических параметров трещин. Битуминозное вещество, заполняющее трещины , изучается под люминесцентным микро-скопом. Для этого изготовляются пришлифовки кубической формы. Обра-зец пропитывается индикаторной жидкостью (бензин, керосин), в которую добавляются люминофоры. Под действием ультрафиолетовых лучей тре-щины и поры , заполненные этой жидкостью или нефтью, битумами, лю-минисцируют желтым, бурым цветами с зеленоватым оттенком. Фотогра-фирование изображения производится на цветную бумагу, замеры пара-метров трещин производятся по фотоснимкам. Данные, полученные этим методом, привлекаются для решения вопросов о перетоках нефти при ее вторичной миграции через покрышки и некоторых других проблем нефте-газовой геологии. Кроме вышеперечисленных методов для исследования поровых и трещинных пустот по образцам керна применяются электрон-ные микроскопы. Степень трещиноватости пород может быть определена по результатам акустического каротажа скважин. Пористые и трещинова-тые зоны на фоне плотных монолитных пород проявляются понижением скорости распространения продольных волн до 20-30%, но доля трещин-ных пустот при этом остается неясной. Косвенные данные о наличии таких зон могут свидетельствовать и диаграммы БКЗ, НГК. На сейсмопрофилях зоны трещиноватости устанавливаются потерей отражений. В процессе бурения скважин такие зоны могут проявляться интенсивным поглощени-ем бурового раствора.

3.3. Трещинные коллекторы и природные резервуары

Трещинные коллекторы в карбонатных породах. Как уже отмечалось выше, трещинные коллекторы чаще встречаются в карбонатных породах. Образованию в них трещин благоприятствует высокий темп уплотнения карбонатных пород, повышение их хрупкости с глубиной. Этому способ-ствует также их окремнение. Большинство трещин в карбонатных породах относятся к литогенетическому типу, другие - к тектоническому типу (рис.18). Трещинная ёмкость обычно незначительная, но при крупных раз-мерах ловушки в трещинных коллекторах может содержаться значитель-ное количество углеводородного сырья. С глубиной значимость трещин-ных коллекторов возрастает. Это объясняется возникновением вторичной трещиноватости тектонического происхождения или раскрытием закрытых трещин, растворимостью карбонатных минералов подземными водами, циркулирующими по микротрещинам под воздействием высоких темпера-тур и давлений. Образующиеся при этом полости растворения (глубинного карста) могут быть значительными по размерам и масштабам проявления, поскольку этот процесс происходит геологически постоянно, сопровожда-ется образованием трещин отпора и обрушением стенок вновь возникших карстовых каверн, пещер, трещин и каналов. Эти полости в последующем

69

могут быть заполнены углеводородными газами или нефтью поздних ста-дий генерации. Форма природных резервуаров трещинного типа чаще сложная, неопределенная, порово-трещинного типа - пластовая, линзовид-ная. Трещинная проницаемость зависит от густоты трещин. По данным М.И.Максимова (1975), в Башкирском Приуралье в известняках артинско-го яруса при густоте трещин равной 11 проницаемость составляет 9мД, при густоте 14 равна 15мД, 21 – 16мД, 68 – 116,8мД. Влияние трещин осо-бенно заметно для алевролитов, глинистых песчаников. В карбонатных породах трещины способствуют карстообразаванию. Крупные трещины и пустоты в них при бурении скважин фиксируются провалами инструмента на несколько дециметров, а иногда и метров.

Трещинные коллекторы в глинистых породах. Известно, что глины коллекторами не являются, а проявляют качество флюидоупоров. Но в природе тоже бывают исключения. Например, в конце 60-х годов на Са-лымском месторождении в Западной Сибири из битуминозных глин баже-новской свиты (волжский ярус верхней юры) были получены промышлен-ные притоки нефти. Исследования керна и каротажных диаграмм показали, что коллекторами являются листоватые глины, тонко переслаивающиеся с битуминозным веществом. По данным О.Г. Зарипова и И.И. Нестерова (1977) ёмкостное пространство в них представлено многочисленными го-ризонтально-параллельными микро-трещинами, соединяющимися между собой разветвлениями (рис.91). Находящаяся в них нефть характеризуется аномально-высоким пластовым давлением, что предполагает замкнутую форму резервуара в целом. АВПД способствует возникновению микро-трещин между прослойками и проникновению в них нефти, образовавшей-ся на месте, из тех же глин. Массивные глины со значительным содержа-нием кремнезёма и карбонатов имеют малую трещиноватость и не являют-ся коллекторами. Там, где в разрезе свиты отсутствуют тонкослоистые и листоватые разности битуминозных глин, притоки нефти не получены. В целом резервуары (соответственно и залежи нефти) баженовской свиты относятся к категории сложно построенных. Коллекторские породы зале-гают (69, 70) в виде прерывистых пропластков и линзообразных форм внутри преимущественно непроницаемой глинистой породы. "Сухие" скважины по площади распределены без видимой закономерности, из об-щего количества составляют 30 -40%. Максимальные дебиты нефти в сква-жинах достигают 100-200т/сут. Протяженность отдельных нефтенасыщен-ных линз достигает 1.5-2км, толщина-до 3-5м. В последующие годы зале-жи нефти в битуминозных глинах баженовской свиты были выявлены на Правдинском, Верхне-Салымском, Западно-Салымском, Мало-Балыкском, Приобском и многих других месторождениях Сургутского и Красноленин-ского районов. В других регионах притоки нефти и газа из глинистых по-род были установлены в Восточном Ставрополье (в майкопской свите), Прикаспии (в нижнепермских отложениях).

70

Трещинные коллекторы в кремнистых породах так же, как и в гли-нистых породах, встречаются редко. Опоки и диатомиты содержат значи-тельное количество (до 20%) органического вещества. Первоначально они состоят из скелетов диатомитовых водорослей и радиолярий и содержат большое количество микропустот (размерами 0,8-4 мкм). На стадии диаге-неза скелеты растворяются, и из них образуется кремнистый гель, который кристаллизуется с образованием опала, кремней. Процесс сопровождается образованием литогенетических трещин. В породе частично сохраняется первичная пористость. Залежи нефти в коллекторах такого типа установ-лены в неогеновых отложениях на Сахалине и в формации монтерей в Ка-лифорнии ( США). Трещинная проницаемость в них достигает 200·10^-15 м², пористость - 2-3%.

Порово-трещинные коллекторы в песчано-алевролитовых породах. Практика показывает, что песчаники и алевролиты, как и любая другая горная порода, подвержены трещиноватости. Но, поскольку на малых глу-бинах (до 2-3км) значимость трещинных пустот по сравнению с поровой пустотностью весьма незначительная, то на них достойного внимания не обращается. Тем не менее наличие трещин значительно улучшает качество порового коллектора, обеспечивает высокую фильтрацию и большие при-токи нефти в скважинах даже из коллекторов плохого качества. Коллек-торские свойства основной массы породы (матрицы), не затронутой тре-щинами, могут быть очень низкими, но трещины создают возможность флюидам выйти из этой матрицы через поры в полость трещины. Даль-нейшая фильтрация нефти из полости трещин осуществляется легче. Тем самым трещины (в том числе и искусственно создаваемые внутри пласта) обеспечивают высокий процент извлечения нефти из залежи. Генетическая природа трещин в песчано-алевритовых породах такая же, как и в других типах осадочных пород : большинство трещин относится к литогенетиче-скому типу, образуется на стадии диагенеза при затвердевании породы. Позже на них накладываются трещины тектонического, сейсмического или другого вида происхождения. Полевые наблюдения показывают, что лито-генетические трещины в песчаниках и алевролитах большей частью ори-ентированы поперечно или круто наклонно к поверхности слоя по двум взаимно параллельным направлениям и делят слой на блоки более или ме-нее прямоугольной формы. В нижележащих и перекрывающих их глини-стых слоях они не продолжаются. В слоистых породах основная масса трещин ориентирована вдоль слоистости. Горизонтальные трещины внут-ри песчано-алевритового слоя тоже проявляют себя, но только на границе

6. прослоями и прослойками глин. Как правило, они закрытые, но при бла-гоприятных соотношениях тектонических сил на локальных участках мо-гут быть раскрытыми. В природе пустоты не бывает: по мере образования трещины заполняются мусором, возникающим при растрескивании поро-ды, подземными водами, минералами, газом и нефтью. Густота литогене-

71

тических трещин в тонких слоях выше, чем в толстых, но зато раскрытость (расстояние между стенками) их меньше. Это хорошо видно по размеру блоков: толстые слои разбиты на крупные блоки широкими трещинами, в то время как в тонких слоях размеры блоков измеряются первыми санти-метрами, а трещины в них тончайшие или закрытые, проявляются только при ударе молотком. Густота трещин выше в породах слабой прочности, чем в прочных породах.

глубиной пористость песчаников и алевролитов сокращается, зна-чимость трещинных коллекторов возрастает.

Порово-трещинные коллекторы коры выветривания фундамента. Под корой выветривания здесь понимаются продукты выветривания и раз-рыхленные, кавернозные, трещиноватые горные породы, образовавшиеся в зоне гипергенеза, на поверхности Земли. Здесь, в зоне низкого давления и температуры, под воздействием атмосферных вод, солнечных лучей, ветра

7. других факторов закрытые трещины становятся открытыми, скальные породы рассыпаются в щебень, дресву, карбонаты растворяются, боль-шинство минералов окисляется и замещается другими. При смене текто-нического режима и трангрессии моря продукты частичного выветривания перекрываются покровными отложениями и переходят в погребённое со-стояние. Имея поры, каверны и трещинные полости, эти породы вовлека-ются в процессы циркуляции жидкостей и газов. С этих позиций кора вы-ветривания рассматривается как природный резервуар для нефти, газа и воды. Однако, кора выветривания образуется неповсеместно. Тысячи скважин, вскрывших палеозойский фундамент Западно-Сибирской плиты, показали его "сухость" и только в нескольких десятках скважин при испы-тании его верхней части (зоны коры выветривания), были получены при-токи газа, нефти или воды. Практика показывает, что наибольшие перспек-тивы в качестве природного резервуара имеет кора выветривания карбо-натных и магматических пород, менее всех - глинистых сланцев.

Газоносные выветрелые трещиноватые граниты докембрийского фундамента установлены (16) на месторождении Панхэндл-Хьюготон (США). В штате Вайоминг асфальт и тяжелая нефть добывалась шахтами и штольнями на Медной горе, сложенной гранитным куполом. Битумы и нефть в пористых и трещиноватых базальтах выявлены в штатах Орегон, Колорадо, в провинции Квебек в Канаде. В Азербайджане на месторожде-нии Мурадханлы залежь нефти выявлена в трещиноватых выветрелых ан-дезитах, базальтах и их туфах. Известны такие примеры и в других регио-нах мира, но, как правило, они единичные.

На территории Западной Сибири в Березовском и Шаимском райо-нах из продуктов выветривания гранитоидов, базальтов и песчано-гравелитовых пород фундамента на Мулымьинском, Даниловском, Убин-ском и некоторых других месторождениях установлены промышленные скопления нефти и газа. В Васюганском районе залежи нефти из верхней

72

части фундамента были выявлены (71) на Северо-Васюганском, Катыль-гинском, Черемшанском, Мыльджинском, Калиновом, Западно-Останинском и других месторождениях. Промышленные скопления нефти

8.трещиноватых и кавернозных доломитовых известняках девонского воз-раста установлены в Нюрольской впадине на Малоичском, Верхне-Тарском, Урманском, Медведевском, Фестивальном месторождениях. Пу-стотность коллектора по диаграммам НГК оценивается в 7-12%, проница-емость по керну - в 0,03-25·10^-15м². Покрышкой для залежей служат юр-ские глины. В Ханты-Мансийской впадине из 23-х скважин, вскрывших известняки девона, только в одной (скважина 3, Горелая площадь) был по-лучен приток нефти. Тяжелые нефти, мазе- и асфальтоподобные битумы были выявлены в кавернозных, трещиноватых известняках и базальтах при бурении колонковых скважин на окраине Западной Сибири - в Кустанай-ской впадине.

Приведенные данные убедительно свидетельствуют, что кора вывет-ривания фундамента является перспективным объектом для поисков нефтяных и газовых скоплений. В последние годы промышленные притоки из нее были получены и на Нижневартовском своде. Форма природного резервуара, сложенного породами коры выветривания фундамента в каж-дом конкретном случае может быть весьма различной: массивной на вы-ступах трещиноватых пород фундамента, пластовой для элювиальных по-кровов, линзовидной для делювиальных и коллювиальных накоплений, сложной - для зон брекчирования и трещиноватости.

заключение следует отметить, что методы исследования трещин-ных коллекторов постоянно совершенствуются. Однако многие вопросы этой проблемы остаются недостаточно изученными. Не определена роль трещин тектонического происхождения в образовании пустотного про-странства коллекторских пород и пространственная связь их с разрывными нарушениями различных рангов. Нет методики прогнозирования и карти-рования конкретных объектов (природных резервуаров) трещинного типа тектонического происхождения хотя сами разломы на многих месторож-дениях выявляются как по сейсмическим данным, так и по результатам бу-рения скважин.

9. ЭПИГЕНЕТИЧЕСКОЕ МИНЕРАЛООБРАЗОВАНИЕ И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА

ГОРНЫХ ПОРОД.

Вопросы постседиментационных изменений, происходящих в кол-лекторских породах карбонатного и терригенного типов рассмотрены в ра-ботах В.Г.Кузнецова, Ю.П.Казанского, Д.К.Патругова (1980), Г.Н.Перозио

73

(1971), Р.С.Сахибгареева (1989), Ю.К.Бурлина. А.И. Конюхова, Е.Е.Карнишиной (1991), Б.К.Прошлякова, В.Г.Кузнецова (1991).

Под эпигенезом (от греческого ер - после) понимаются вторичные процессы минералообразования после диагенетической стадии и затверде-вания породы. Обычно такие процессы происходят по мере погружения осадков в зону возрастающих температур и давлений. По шкале метамор-физма эта зона соответствует катагенной стадии , поэтому термины "эпиге-нез" и "катагенез" часто считаются синонимами.

4.1. Эпигенез в карбонатных породах

Эпигенетические преобразования с наибольшей интенсивностью происходят в карбонатных породах. Это связано с тем, что зерна кальцита

10. доломита изначально имеют кристаллическую структуру и с течением времени происходит их укрупнение (перекристаллизация). Кроме того, карбонатные минералы легко подвергаются растворению подземными во-дами и замещению другими минералами.

Перекристаллизация карбонатов - процесс укрупнения размеров кристаллов без изменения их минералогического состава, как правило, приводит к улучшению коллекторских свойств. Чем больше размер кри-сталлов, тем крупнее пустотное пространство между кристаллами. Напри-мер, (по Б.К. Прошлякову) в нижнекембрийских отложениях юга Сибир-ской платформы открытая пористость микрозернистых известняков и до-ломитов составляет в среднем 4,57%, микро- тонкозернистых -7,14%, тон-козернистых - 9,35%.

Доломитизация известняков. Эпигенетическая доломитизация начи-нается еще на раннем диагенезе. Замещение кальцита доломитами проис-ходит за счет привноса магния водными растворами, рассолами и морской водой, просачивающейся сквозь пористые осадки. Прежде всего доломи-тизируется тонкодисперсный арагонит.

СаСО3+МgSО4=МgСО3+СаSО4

СаСО3+МgСО3=СаМg(СО3)2

2CаСО3+МgСl2=СаМg(СО3)2+СаСl2

Размеры образующихся при этом ромбоэдров доломита достигают 0,8-1,0мм. Общий объем породы сохраняется, а пустотность теоретически увеличивается на 12,2%. Однако, в большинстве случаев образующееся пустотное пространство заполняется другими солями (например, СаSО4). Первичные структурные признаки породы и раковины при этом исчезают. При незначительном поступлении магния возникают редкие кристаллы доломита. Образуются порфиробластовые структуры . Степень доломити-зации известняков изменчива при переходе из одного слоя к другому и ко-леблется в широких пределах: от 2-5% до 90-95%. Образующиеся при этом

74

тела вторичных доломитов имеют пластообразные, линзовидные, штыко-образные формы.

Выщелачивание. Карбонатные минералы легко растворяются в воде, особенно при присутствии в ней углекислоты (СО2, НСО3). Чем кислее во-ды, тем выше растворимость кальцита. В сульфатных водах (SО4) лучше растворяются доломиты, в гидрокарбонатных (НСО3) - карбонаты кальция, причем арагонит растворяется легче, чем кальцит. Этим объясняется изби-рательное выщелачивание раковин и оолитов при сохранении цементиру-ющей их массы. Процесс выщелачивания интенсивно развивается в пори-стых и трещиноватых породах, по пустотам которых происходит циркуля-ция ( фильтрация) вод и вынос образовавшихся растворов. В результате этого размеры первичных пор увеличиваются, образуются вторичные пу-стоты каверновых и пещерных размеров.

Кальцитизация и сульфатизация карбонатных пород. Процесс каль-цитизации арагонита начинается на стадии диагенеза и сопровождается за-твердеванием осадка, сокращением пустотного пространства породы тео-ретически на 9%. Основной причиной сульфатизации карбонатов является привнос СаSО4 рассолами из вышележащих соленосных толщ. Образую-щиеся при этом минералы (гипс, ангидрит) заполняют поры, каверны и трещины, тем самым ухудшают коллекторские свойства породы.

Водонасыщенность. Вода имеет силу поверхностного натяжения в три раза больше, чем нефть. Поэтому в нефтенасыщенном коллекторе все-гда присутствует связанная (остаточная) вода, которая обволакивает тон-кой пленкой зерна породы. Низким содержанием остаточной воды харак-теризуются коллекторы высокого класса - биогермные, органогенно-обломочные известняки. Эффективная пористость их близка к открытой пористости. Мелкозернистые и пелитоморфные хемогенные известняки и доломиты характеризуются высоким содержанием остаточной воды, низ-кой эффективной пористостью, проницаемостью.

4.2. Диагенез и эпигенез в терригенных породах

Наиболее распространенными аутигенными минералами стадии диа-генеза являются сульфиды (пирит, марказит), окислы и гидроокислы (опал, халцедон, кварц, гидроокислы железа, марганца), сульфаты, барит, целе-стин, карбонаты, магнезит, фосфаты, силикаты (каолинит, гидрослюды, монтмориллонит, лептохлориты). Они образуют мельчайшие зерна, мелко-зернистые агрегаты, оолиты, конкреции. Выделению их из раствора спо-собствует смена кислотно-щелочного режима (РН), окислительно-восстановительного потенциала (ЕН) среды и степень концентрации в ней составных компонентов.

Вода диссоциируется на ионы Н⁺ и ОН^-. При преобладании ионов Н⁺ над ОН^- вода кислая, при преобладании ОН^- вода щелочная. Содержание

75

ионов водорода в дистиллированной воде при температуре 20°С составля-ет 1·10^-7г-ион/л, РН=7, среда нейтральная. При повышенных содержаниях ионов водорода РН<7, среда становится кислой, при пониженных содер-жаниях ионов водорода РН>7, среда щелочная. Окислительно-восстановительный потенциал – ЕН определяется по содержанию в воде свободного кислорода, замеривается с помощью потенциометра, измеряет-ся в милливольтах (мВ). При ЕН=0 вода нейтральная. При положительных значениях ЕН - вода окислительная (ЕН от 0 до +300мВ), при отрицатель-ных – восстановительная (ЕН от 0 до – 500мВ).

Г.И. Теодорович (1947) разделил осадочные обстановки на шесть классов по значению ЕН и на шесть классов по значению РH.

7. Сильно щелочные обстановки (РH>9). Образуются магнезит, доломит.

8. Щелочные обстановки (РH 7,8-9)

Моря и озера. СаСО3 устойчив. Отлагаются известняки, мергели, из-вестковые глины, алевролиты, песчаники.

В Слабо щелочные обстановки (РH от 7,2 до 8,0)

Моря, лагуны, озера. СаСО3 присутствует, но как правило неустой-чив, замещается фосфатом кальция, доломитом, сульфатом кальция, кремнеземом, анкеритом.

10. Нейтральная обстановка (РH=6,6-7,2)

Моря, застойные воды, озера. СаСО3 не может накапливаться. Обра-зуются кремнистые осадки, лептохлориты, сидериты, глауконит, фосфори-ты, бокситы, гидроокислы железа.

2. Слабокислые обстановки (РH от 5,0-5,5 до 6,6)

Озера, реки. Образуются кремнистый цемент обломочных пород, гидрогетит и галлаузит, железомарганцевые конкреции.

К Кислые обстановки (РH от 2,1 до 3,0-5,0)

Болота, некоторые озера и реки. Осаждаются сульфиды железа, возмож-но присутствие СuS, Сu2S, характерны глауконит, каолинитовые глины.

4) Сильно восстановительная обстановка (сульфидная зона). Поверх-ность с ЕН=0 значительно выше поверхности осадка.

5) Восстановительная обстановка (зона сульфидов и карбонатов Fe). EН=0 значительно выше поверхности осадка.

6) Слабо восстановительная обстановка (зона сидерита и вывианита). EН=0 на поверхности осадка.

7) Нейтральная обстановка (зона лептохлоритов и керчинитов). EН=0 несколько ниже поверхности осадка.

8) Слабо окисленная обстановка (зона глауконита и оксикерчинита). EН=0 значительно ниже поверхности осадка.

9) Окислительная обстановка (зона окислов и гидроокислов железа).

Окислительные условия характерны для континентальных, мелко-водно- и прибрежно-морских водоемов. В осадке свободно циркулирует

76

вода, богатая кислородом, окисляет органическое вещество, металлы, серу.

и такой среде железо выделяется в форме гематита – Fe2O3 и лимонита 2Fe2O3·3H2O, осадки окрашиваются в бурые оранжевые и желтые цвета. Восстановительные условия характерны для замкнутых, полузамкнутых морских, лагунных, озерных водоемов и заболоченных низменных равнин.

и такой среде возникает дефицит кислорода, избыток сероводорода и ор-ганического углерода, железо выделяется в форме пирита, сидерита, осад-ки окрашиваются в черные, серые цвета с голубыми и зелеными оттенка-ми. Такие цвета обусловлены наличием рассеянного обугленного органи-ческого вещества и двухвалентных соединений железа.

кислой среде (РH<7) образуется каолинит, в нейтральной и слабо окисленной - опал, глауконит, фосфаты, шамозит, гидрослюды, в слабоще-лочной (РH>7) - карбонаты, монтмориллонит. В окислительной среде об-разуются все окисные соединения, в переходной - глауконит, шамозит, фосфаты, в умеренно-восстановительной - сидерит, родохрозит, в резко восстановительной - сульфиды железа, марганца, свинца, цинка. По мере увеличения глубины залегания РН подземных вод возрастает, ЕН падает. В зоне застойных вод на больших глубинах среда щелочная, восстанови-тельная. Конкреции большей частью первоначально представляли собой сгустки коллоидного вещества, чаще образуются в глинистых, карбонат-ных и кремнистых осадках. Размеры их колеблются в широких пределах - от 0,1мм до нескольких метров. В разрезах осадочных толщ встречаются в виде отдельных включений или в виде скоплений, образующих пластооб-разные тела.

Основными факторами эпигенетических (катагенетических) преоб-разований в горных породах являются температура и давление. Под дей-ствием горного давления (веса вышележащих пород), которое возрастает с глубиной, продолжается уплотнение горных пород и сокращение объема пор. Наиболее интенсивно такие процессы происходят в плохо отсортиро-ванных породах: глинистый цемент выжимается из мест соприкосновения зерен в поровое пространство. Под высоким давлением происходит внед-рение зерен друг в друга с образованием стилолитовых швов, коррозия, растворение, регенерация, образование новых минералов, замещение од-них минералов другими. Глинистые минералы цементирующего вещества первоначально представлены монтморилло-нитами, каолинитом, смешан-но-слойными минералами, гидрослюдой. На стадии метагенеза (глубинно-го катагенеза) на глубинах свыше 2000м минералы группы монтморилло-нита и смешанно-слойных исчезают, а на глубинах свыше 3000м исчезает и каолинит: они преобразовываются в гидрослюды и хлориты. Щелочная среда, высокие температуры и давления, господствующие на этих глуби-нах, способствуют растворению большинства породообразующих минера-лов, в том числе и кварца. За счет растворения темноцветных минералов (пироксены, амфиболы, биотит) и кальциевых плагиоклазов подземные

77

воды все более обогащаются железом, марганцем, кальцием, магнием. Об-разуются сульфатные, хлоридно-сульфатные и хлоридные высокоминера-лизованные воды и рассолы. Происходит альбитизация и серицитизация плагиоклазов. Возникают новые минералы: хлориты, эпидоты, цеолиты, доломит, сидерит, пирит и др. Пористость обломочных пород сокращается до 3-5%. Первичные их структуры преобразовываются, образуются кон-формные, регенерационные, стилолитовые структуры, а глинистые породы приобретают четко выраженную ориентированную структуру и переходят

и аргиллиты. Из всех вторичных минералов в наибольшем количестве об-разуются кварц и кальцит. Аутигенный (новообразованный) кальцит выде-ляется из пластовых вод при температурах выше 60-70^оС, на глубинах бо-лее 1500м, заполняет поры и трещины. Вторичный кварц образуется также

и зонах повышенных температур и давлений, на глубинах свыше 2000м, отлагается на поверхностях песчаных зерен, образуя регенерационные ка-емки и пленки. В итоге поровое пространство сокращается, качество кол-лектора ухудшается, коллектор преобразуется в неколлектор. Гидрослюди-зация монтмориллонита происходит на стадии мезокатагенеза на глубинах более 2000-2500м. Процесс сопровождается превращением разбухающих глинистых минералов в неразбухающие, образованием вторичной пори-стости. Выделяющаяся при этом связанная вода переходит в поровое про-странство.

Выводы

С увеличением возраста и глубины залегания коллекторские свой-ства терригенных пород понижаются за счет уплотнения пород, сокраще-ния объема пор и заполнения их вторичными минералами. Такая законо-мерность наблюдается во всех нефтегазоносных областях.

В том случае, если поровое пространство коллектора занято нефтью или газом, то процессы перекристаллизации цемента замедляются или прекращаются. Нефть консервирует поровое пространство коллектора. Эпигенетическое минералообразование продолжается за пределами зале-жи, особенно под ней в зоне ВНК, где происходит окисление нефти и це-ментация коллектора вторичным кварцем и кальцитом.

и ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И КЛАССИФИКАЦИЯ ФЛЮИДОУПОРОВ.

Пласты горных пород, практически не проницаемые для нефти, газа

В воды называются флюидоупорами (покрышками, экранами, барьерами). Они являются препятствиями на путях миграции флюидов в условиях зем-ных недр и способствуют образованию скоплений нефти и газа столько же, сколько и породы-коллекторы, ибо без пластов-покрышек нет ни природ-

78

ных резервуаров, ни ловушек. Роль их в образовании месторождений нефти стала ясна уже в 1865 году, когда Д.И.Менделеев высказал мысль о наличии под землей слоев пористых пород, пропитанных нефтью и всплы-вании нефти над водой. Тогда же по результатам бурения первых скважин на нефть утвердилась антиклинальная теория поисков нефтяных скопле-ний в недрах Земли. В учебнике "Учение о нефти" (1932) И.М.Губкин к непроницаемым породам отнес глины, мергели, соли, плотные известняки, но здесь же писал, что резкой границы между проницаемыми и непроница-емыми породами в природе не существует . Серьезное изучение пород - по-крышек началось позже, когда появились электронные микроскопы и ста-ло ясно, что качество покрышек существенно влияет на размеры и каче-ственный состав углеводородных скоплений. Наиболее полно эти пробле-мы рассмотрены в работах А.А. Ханина, М.К. Калинко и книге Г.Э. Прозо-ровича "Покрышки залежей нефти и газа" (1972).

Флюидоупоры - это геологические тела, они имеют бесчисленное множество классификационных (диагностических) признаков. При реше-нии вопросов нефтегазовой геологии наиболее важными являются следу-ющие их свойства:

22. морфологические признаки (площадь распространения, толщина);

23. горнопородный и минералогический состав;

24. степень однородности;

25. экранирующие свойства.

По площади распространения различаются флюидоупоры:

В региональные;

В субрегиональные;

В зональные;

В локальные.

Региональные и субрегиональные флюидоупоры (покрышки) имеют большие площади распространения (сотни тысяч квадратных километров). Толщина их меняется в широких пределах - от десятков до тысяч метров. Они образуются на трансгрессивной стадии седиментогенеза. В осадочном разрезе обычно присутствует несколько таких покрышек и делят его на не-сколько осадочных ( нефтегазоносных) комплексов и подкомплексов. Они отличаются высокой степенью однородности и хорошими экранирующими качествами. Под ними локализованы крупные залежи и запасы нефти и га-за. Зональные покрышки имеют меньшую площадь распространения - в пределах одного-двух сводов или куполов . Контролируют границу распро-странения скоплений нефти и газа на этой площади. Покрышки локального ранга в осадочных толщах широко распространены, но ввиду низкого ка-чества и незначительных размеров они мало способны для экранирования промышленных скоплений нефти и газа в течение длительного геологиче-ского времени.

По горнопородному составу различаются покрышки, состоящие из:

79

с эвапоритов - каменная соль, гипс, ангидриты;

с глинистых пород;

с карбонатных пород-мергели, микрозернистые плотные известняки;

с плотные породы магматического и метаморфического происхож-

дения.

5.1. Типы пород-флюидоупоров

Соляные породы состоят из хлоридов, сульфатов, имеют хемогенное происхождение, отлагаются на дне озер, лагун, в зоне аридного климата, образуют пласты, прослои , линзы, купола, штоки, лаколиты. Основные минералы - галит, сильвин, карналлит, ангидрит, гипс, мираболит, глаубе-рит. Примеси-карбонаты (сода, магнезит, доломит), минералы бора (углек-сит, инионит), окислы и гидроокислы железа, сульфиды железа и других металлов, органическое вещество . Терригенная примесь - глины, редко алевритовые и песчаные частицы. В англо-американской литературе соля-ные породы известны под названием "эвапориты". Каменная соль имеет тонкую слоистость, кристаллическую крупнозернистую структуру, содер-жит примесь других солей. Гипс образуется совместно с ангидритом. Ан-гидрит переходит в гипс со значительным увеличением объема и измене-нием текстуры, структуры, переслаивается с гипсом, каменной солью, гли-ной. Соленосные толщи обычно подстилаются карбонатными породами, внизу сложены гипсом, затем следуют каменная соль и калийные соли. Характерной особенностью соляных пород является пластичность, что обуславливает залечивание всех пор и трещин, весьма низкие пористость и проницаемость, высокие их экранирующие качества. Под действием не-равномерной нагрузки вышележащих пород и тангенциальных тектониче-ских сил соляные породы выдавливаются из слоя в направлении пониже-ния геостатического давления, образуя огромные соляные купола. Посте-пенно поднимаясь вверх, соляная масса приподнимает, протыкает слои вышележащих пород и иногда выходит на поверхность в виде штока, ла-колита. Размеры их в плане достигают несколько километров. Такие явле-ния в геологии известны под названием соляной тектоники. Исследования показывают, что соляные купола часто локализуются вдоль линии текто-нических разломов, флексур, повышенной трещиноватости. Крупнейшие залежи калийных и каменных солей развиты в пермских отложениях Пре-дуралья, Прикаспия, Германии, Мексики, США (Техас, Оклахома). Девон-ские соленосные толщи выявлены на Украине, Прибалтике, юрские - в Сред-ней Азии, Таджикистане. Третичные соли разрабатываются на Кавказе (На-хичевань), в Румынии, Иране. Залежи гипса и ангидрита распространены ши-ре - во всех перечисленных регионах, в том числе в отложениях силура (Ка-нада, США), карбона (Предуралье), мела (Средняя Азия, Кавказ).

80

Скопления нефти и газа, экранированные соленосными толщами, формируются как в подсолевых, так и в надсолевых отложениях. В по-следних экранирующими являются соляные штоки (купола), а нефть скап-ливается в пластах пористых пород, прорванных ими и изогнутых в анти-клинальные складки (рис.19). Внутри соляной массы иногда присутствуют нефть в виде рассеянного битума и капель, углеводородные газы, в ни-чтожных количествах - инертные газы и водород.

Рис.19. Соляный купол. Кенкиякское месторождение (Прикаспийская впадина) (по Б.И.Дальяну):

1-соленосные отложения; 2- песчаники; 3- нефть; 4- известняки; 5- сбросы.

Глинистые породы являются наиболее распространенными среди пород-флюидоупоров. Относятся к категории обломочных пород, состоят из минеральных частиц пелитовой фракции (меньше 0,01 мм), имеют чрез-вычайно низкую проницаемость для нефти, газа и воды. Структура пели-товая, текстура массивная, тонкослоистая, листоватая, сланцеватая.

Плотные глины, не размокающие в воде, называются аргиллитами, тонкоплитчатые - глинистыми сланцами. Основными породообразующими минералами глинистых пород являются силикаты и алюмосиликаты груп-пы монтмориллонита, каолинита, гидрослюд и хлорита. Определение гли-нистых минералов производится методом рентгеноструктурного анализа, под электронным микроскопом на специально изготовленных препаратах. Кроме того для этих целей могут быть использованы результаты силикат-ного анализа глинистых пород - по содержанию окислов SiO2 , TiO2 , Al2O3

В Fe2O3 , FeO, СаО, МgО, К2О, Na2О и др. Каолиниты-алюмосиликаты, об-разующиеся при выветривании кислых пород. Монтмориллониты относят-ся к группе железисто-алюминиевых минералов, образуются при выветри-вании базитовых и ультрабазитовых пород. Быстро разбухающие монтмо-

81

риллонитовые глины пеплового генезиса называются бентонитовыми.

Гидрослюды-натрий-калий-алюминиевые силикаты, хлориты-магнезиально-железистые силикаты.

Как и любая горная порода, глины имеют бесчисленное множество свойств - классификационных признаков. По каждому признаку и его ко-личественному измерению выделяются разновидности глин, которые мы предлагаем называть литотипами.

Для классификации глинистых пород по минералогическому составу предлагается пользоваться классификационным треугольником, одна из разновидностей которого приведена на рисунке 5. По количественному со-отношению минералов в породе выделяются следующие литотипы глини-стых пород:

Мономинеральные:

3) Каолинитовые.

4) Гидрослюдистые.

5) Монтмориллонитовые. Биминеральные:

6) Гидрослюдисто-каолинитовые.

7) Каолинит-гидрослюдистые.

8) Гидрослюдисто-монтмориллонитовые. Полиминеральные:

9) Монтмориллонит-гидрослюдисто-каолинитовые.

10) Каолинит-гидрослюдисто-монтмориллонитовые.

11) Гидрослюдисто-каолинит-монтмориллонитовые.

10.Смешанного состава.

Мономинеральные глины в природе встречаются редко, в реликтах

древних кор выветривания. По происхождению они относятся к группе хемогенных пород, являются продуктами глубокого химического выветри-вания кристаллических пород, оставшимися в виде каолинитовой или монтмориллонито-нонтронитовой кор выветривания. Другим хемогенным способом образования глинистых пород является осаждение из растворов коллоидов глинозема и кремнезема. Хлоритовые и глауконитовые глины встречаются редко.

нефтегазоносных бассейнах наиболее широко распространены глины смешанного, полиминерального состава. Они имеют морское или озерное происхождение, обломочную структуру, являются продуктами пе-реотложения коры выветривания, часто содержат примесь алевритовых, песчаных зерен, рассеянного углефицированного и битуминизированного органического вещества, придающего породе темную окраску. Глинистые породы озерно-болотного происхождения имеют брекчиевидные, сетчатые

2) пятнистые текстуры.

По содержанию терригенной примеси выделяются следующие лито-типы глинистых пород (рис.1):

82

3) глины песчаные;

4) глины алевритистые;

5) глины песчано-алевритистые.

По содержанию известковой примеси среди глинистых пород выде-ляются литотипы:

о глины сильно известковистые;

о глины известковистые;

о глины слабо известковистые.

По содержанию кремнистой примеси выделяются литотипы:

J. глины опоковидные;

K. глины диатомитовые.

По содержанию органического вещества выделяются литотипы:

JJ. глины углистые;

KK. глины битуминозные;

LL. глины слабо битуминозные.

По макроскопически видимым признакам - цвету, структуре (степе-ни дисперсности), текстуре, включению примесей и органических остатков выделяются 14 литотипов глинистых пород (см. главу 1).

Лучшими экранирующими свойствами обладают монтмориллонит-гидрослюдистые глины. Такие глины имеют высокую пластичность, со-стоят из мельчайших минеральных частиц пластинчатой формы, ориенти-рованных параллельно слоистости. Худшими экранами являются глины, содержащие алевритовую и песчаную примесь.

Пластичность является характерным признаком глинистых пород, определяется как способность течь, выжиматься из слоя под давлением, принимать любую форму и сохранять ее при снятии нагрузки. Она зависит от минерального и гранулометрического состава глин, степени их влажно-сти и уплотнения. Рыхлые глины способны впитывать в себя большое ко-личество воды. Процесс сопровождается набуханием глин и увеличением объема до 45% и более. Оказавшись в зоне сжатия, такие глины, насыщен-ные водой и газами, прорывают вышележащие слои, внедряются в виде глиняных диапиров, вырываются на поверхность Земли в виде извержений газов и грязи. Примером таких процессов являются грязевые вулканы Ба-кинского района, распространенные среди отложений неоген-четвертичного возраста. В древних отложениях такие формы не сохрани-лись. В силу особенностей строения минеральных частиц наибольшей набухаемостью обладают монтмориллонитовые глины. Именно такие гли-ны, названные бентонитовыми, используются для приготовления буровых растворов. Высокие экранирующие свойства пластичных глин объясняют-ся их способностью залечивать поры и трещины. По мере уплотнения гли-ны все более теряют пластичность и свои экранирующие качества.

83

Плотность глинистых пород зависит от степени их обезвоживания, возрастает с глубиной. На глубинах 2-4 км она составляет 2,4-2,7 г/см³ .

Дисперсность глинистой породы определяется по гранулометриче-скому составу методом отмучивания и отбора проб из образовавшейся суспензии через:

JJJ.секунд - для частиц 0,05-0,01 мм;

и минут - для 0,01-0,005 мм;

В часов - для 0,005-0,001 мм;

мм часа - для частиц менее 0.001 мм.

Результаты анализа выносятся на классификационный треугольник.

По этим данным определяется степень дисперсности (тонкости) глин. Чем тоньше глинистые частицы, тем меньше размер пор и выше экранирующие качества глины.

Пористость. Первоначально глины имеют высокую пористость-до 50 -60%. По мере уплотнения пористость быстро сокращается, отжатые из не воды удаляются: вначале удаляется свободная вода, затем - рыхлосвя-занная вода диффузного слоя. На глубинах 2500-3000 метров пористость глин и аргиллитов составляет 8-10%. Поры микроскопические, ультрака-пиллярные (< 0,0002 мм), заполнены физически прочно связанной водой и практически непроницаемы для нефти и газа. Порометрический анализ алевритовой монтмориллонитовой глины из туронской покрышки Урен-гойского месторождения, залегающей на глубине 1,1км, показал (140), что средний размер пор составляет 0,05 мкм, коэффициент пористости - 0,22. Для алевритовой глины из покрышки над пластом БС7 Усть-Балыкского месторождения нефти (глубина 2344-2348 м), коэффициент абсолютной пористости составляет 0,1 средний размер пор-0,02мкм. Проницаемость глинистой породы зависит от количества и размеров пор, трещин. В субка-пиллярных порах физически связанная вода практически неподвижна, т.к. здесь помимо капиллярных сил жидкость удерживается молекулярными силами. Крупные поры (единицы микрон) могут присутствовать в песча-ных и алевритистых глинах. Они обеспечивают основную долю проницае-мости глинистой породы . Проницаемость , замеренная вдоль слоистости, будет выше, чем поперек слоистости . Это объясняется пластинчатой фор-мой большинства глинистых частиц и ориентированным расположением их при отложении на дне водоема. Степень уплотнения, хрупкости и тре-щиноватости глинистых пород возрастает с глубиной, соответственно ухудшается и качество покрышки.

Давление прорыва. Экранирующие (флюидоупорные) качества по образцам горных пород определяются по давлению прорыва. Для этого из-готовляется образец стандартного размера, пропитывается керосином и помещается в камеру высокого давления. Перепад давления, при котором начинается вытеснение жидкости из породы, определяется как давление прорыва. Этот процесс в глинистых породах может начаться в том случае, когда создается достаточная сила для вытеснения капиллярной жидкости

84

из пор и каналов. Чем выше капиллярное давление поровой жидкости , тем больше силы давления требуется для ее вытеснения. Под действием этой силы может происходить разрушение межпоровых перегородок и прокла-дывание новых путей для движения жидкости. По результатам замеров проницаемости и давления прорыва определяется класс породы-флюидоупора (см. табл.16).

Таблица 16

Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам (поА.А.

Ханину, 1968)

5.2. Экранирующие качества пластов-покрышек

Флюидоупорные качества пластов-покрышек зависят от множества факторов. Наиболее важными из них являются:

К флюидоупорные качества горных пород, из которых они состоят;

К степень однородности строения пласта-флюидоупора по площади

и по вертикали;

толщина пласта-флюидоупора;

степень трещиноватости пород и пласта-флюидоупора.

85

Экранирующие качества пород-покрышек кратко рассмотрены вы-ше . Под глинистыми покрышками локализовано 66% мировых запасов га-за. Надежными флюидоупорами они являются для мезозойских и кайно-зойских отложений. Для палеозойских отложений они хуже как покрышки из-за их значительной метаморфизации. Установлена тенденция ухудше-ния экранирующего качества глинистых пород с глубиной ввиду потери пластичности по мере уплотнения, возрастания хрупкости и вторичной трещиноватости. Под соляными покрышками локализовано 34% всех запа-сов газа. Соли сохраняют свою пластичность и на больших глубинах. По-этому для палеозойских отложений они являются лучшими покрышками не только для нефти, но и для газа. В карбонатном палеозойском комплек-се Нижнего Поволжья покрышками являются пачки глин или переслаива-ния глин и известняков. Чисто глинистые покрышки экранируют более крупные залежи, чем пачки переслаивания глин и известняков. Это объяс-няется низкой пластичностью карбонатных пород и повышенной трещино-ватостью. В Западной Сибири, Якутии и на Аляске широко развиты мно-голетне-мерзлые породы, распространяющиеся до глубины 400-550м, и являющиеся практически непроницаемыми для флюидов. На ряде площа-дей в этой зоне выявлены газогидратные залежи, а под ними – скопления углеводородных газов, иногда достигающих промышленных размеров.

Степень однородности флюидоупора. Неоднородность является все-общим свойством геологических тел всех рангов, поэтому всегда следует говорить лишь о степени их однородности по каждому конкретному клас-сификационному (диагностическому) признаку. При характеристике по-род-флюидоупоров такие признаки уже были названы: минералогический

4. гранулометрический состав, пористость, проницаемость, количество алевритовой, песчаной, известковой примеси и др. На уровне пласта-флюидоупора степень однородности определяется по тем же признакам, но другими способами. Отбор и анализ проб по всей толщине пласта и по всем скважинам практически невозможен. Поэтому исследование пласта-флюидоупора, как и пласта-коллектора, производится главным образом по каротажным диаграммам и отбором проб керна в отдельных точках. По диаграмме ПС определяется кровля и подошва пласта-флюидоупора. По-сле этого определяется общая и эффективная толщина. Последняя опреде-ляется суммированием прослоев глинистых пород по всей толщине иссле-дуемого пласта-флюидоупора. Отношение эффективной толщины к общей толщине будет определять коэффициент глинистости пласта-флюидоупора - Кг. Этот коэффициент и будет свидетельствовать о степени однородности пласта-флюидоупора. Если пласт состоит из чистых глин, то Кг будет ра-вен 1 (100%). При случаях, когда внутри пласта-покрышки присутствуют прослои алевролитов и песчаников, то он будет меньше единицы. По тем же замерам можно сосчитать коэффициент расчлененности пласта как от-ношение единицы на количество прослоев глин, среднюю толщину про-

86

слоев глин, среднюю толщину прослоев песчано-алевритовых пород. Эти цифры будут характеризовать количественно степень однородности иссле-дуемого геологического тела.

Построив по этим данным профильные разрезы и карты, можно определить направление улучшения качества покрышки и перспективные площади для локализации под ними скоплений нефти и газа. На ряде кон-кретных примеров и по статистическим данным доказывается (Прозорович Г.Э., 1972), что залежи нефти образуются под наиболее выдержанными по простиранию и однородными пластами глин, а над водоносными пласта-ми-коллекторами коэффициент глинистости покрышки характеризуется низкими значениями. Вывод: чем более разлинзована покрышка, тем хуже

W качество, т.е. увеличение количества и толщины проницаемых прослоев внутри флюидоупора влечет за собой понижение качества покрышки, воз-растание масштабов свободной диффузии углеводородов через покрышку.

Мощность (толщина) флюидоупора. Чем больше мощность покрыш-ки, тем выше ее экранирующие качества. Такая закономерность была уста-новлена еще в 1940-50-х годах на примере месторождений нефти Азербай-джана: крупные залежи встречаются под мощными глинистыми толщами. Статистическая зависимость между толщиной покрышки и высотой газо-вых залежей Бухаро-Хивинской области была установлена В.П. Строгано-

вым (1966):

Н=1,65 h,

где Н - высота газовой залежи в метрах, h - мощность перекрываю-щих глин, м.

m привлечением данных по другим регионам была получена такая же статистическая зависимость А.М. Волковым (1967):

Н=2,23 h+26,93

Разница между этими двумя уравнениями не столь существенная.

Коэффициент корреляции для второго уравнения составляет 0,79.

В Западной Сибири, по данным Г.Э. Прозоровича (1972) четкой статистической зависимости между высотами залежей и толщиной пере-крывающих их глинистых покрышек не наблюдается, но покрышки над залежами нефти отличаются более высокими коэффициентами глини-стости, чем над водоносными пластами. Лучшими экранирующими ка-чествами во всех регионах обладают региональные и субрегиональные покрышки. Они имеют широкое площадное распространение, значи-тельную мощность и высокую степень однородности. Наличие их явля-ется одним из главных необходимых условий для образования и сохра-нения скоплений нефти и газа внутри осадочной толщи: они обеспечи-вают широкую латеральную миграцию углеводородов в масштабе реги-она, соответственно и большие размеры нефтегазосборной площади, препятствуют утечке нефти и газа вверх по разрезу. Под ними выявлено

87

наибольшее количество залежей, в том числе крупных и гигантских. В Западной Сибири к региональным относятся верхнеюрско-нижнемеловая и верхнемеловая глинистые покрышки. В Среднеобской нефтегазоносной области ведущую роль в локализации залежей нефти играют субрегиональные и зональные глинистые покрышки, которые здесь получили названия чеускинской, сармановской, пимской и кошай-ской пачек. Мощность их достигает 40-50м. Остальные покрышки над пластами групп А и Б по классификации Г.Э. Прозоровича относятся к категории зональных, неоднородных. Качество покрышек ухудшается в восточном направлении из-за постепенного их опесчанивания.