Нефтегазоносность карбонатных пород
p> Резимируя приведенные выше данные относительно происхождения
карбонатных осадков - пород, о процессах их диагенетических и эпигене-
тических изменений и их влиянии на формирование коллекторских свойств этих
пород, подчеркнем следующее. 1. Формирование емкости карбонатных пород во многом предопре-деляется
условиями карбонатного осадкообразования. Диагенетические преобразования
отдельных типов карбонатных осадков заметно различны. 2. В числе основных типов карбонатных осадков, возникающих при
седиментогенезе, можно выделить: а) химически и биохимически осажде-нные
пелитоморфные карбонатные илы; б) карбонатные осадки, в значи-тельной части
или преимущественно ( 40 - 50 % и более ) сложенные раз-личными форменными
образованиями ( скелетными остатками, оолитами, сгустками и комками и т.
д. ); в) различные органогенные карбонатные постройки, возникшие за счет
жизнедеятельности организмов при их жиз-ни, на местах обитания. 3. Различный характер этих трех основных типов карбонатных осад-ков и
последующих диагенетических, главным образом раннедиагенети-ческих, их
преобразований определяет различный характер их первичной пористости: а) пелитоморфные карбонатные илы уплотняются ( и литифициру-ются )
весьма быстро, при этом резко снижается пористость. Сохранив-шаяся ее доля
незначительна и обусловлена почти исключительно межзер-новыми порами, по
размерам очень небольшими; б) карбонатные осадки, существенно или преимущественно состоя-щие из
форменных образований, имеют более жесткую каркасную основу и реагируют на
уплотнение заметно слабее. Их пористость обусловлена меж- и
внутриформенными пустотами, межзерновые поры играют подчи-ненную роль.
Сохранение первичной пористости таких карбонатных осадков во многом зависит
от количества химически или биохимически осажденног опелитоморфного
карбоната и интенсивности диагенетической цементации; в) прижизненно возникавшие органогенные карбонатные постройки уже на
стадии седиментогенеза имели жесткий, устойчивый каркас, как правило,
высокопористый. Уплотнению они почти не подвергаются. Сох-ранение в
диагенезе их значительно высокой пористости ( главным образом
внутриформенной, частично межформенной и межзерновой ) определяется в
основном процессами диагенетической минерализации. 4. Окончательное оформление коллекторских свойств карбонатных пород
присходит в эпигенезе в результате развития тектонической трещиноватости и
процессов эпигенетического выщелачивания и минералообразования. Трещиноватость и выщелачивание способствуют возрастанию проницаемости
и пористости карбонатных пород. Процессы сульфатизации, окремнения и
кальцитизации снижает пористость ( и проницаемость ) последних.
Эпигенетическая перекристаллизация и доломитизация могут оказывать на
изменение этих параметров различное влияние, соответственно улучшая или
ухудшая коллекторские свойства пород. ГЛАВА II. Основные оценочные параметры карбонатных коллекторов. Пористость относится к числу наиболее важных параметров, необхо-димых
для подсчета запасов флюида, поэтому очень большое значение имеет ее точное
определение. Открытая пористость карбонатных коллек-торов различного типа
изменяется в широких пределах, от долей процента до 30 - 35 %. Вследствие
многообразия форм пустотного пространства, характеризующего карбонатные
породы - коллекторы, при изучении их требуется специальный подход. Особенно
большие затруднения возника-ют при устанвлении емкости коллекторов
трещинного и каверного типа. Различают три вида пористости: общую ( физическую или абсолют-ную ),
открытую ( насыщения ) и эффективную ( полезную или динамичес-кую). Под
общей понимается пористость, характеризующая объем всех пустот породы,
включая поры, каверны, трещины, сообщающиеся между собой и изолированные.
Открытой называют пористость, включающую объем только сообщающихся между
собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.
Эффективная пористость характеризует ту часть объема, которая занята
движущимися в порах флюидом ( нефтью, газом) при полном насыщения порового
пространства этим флюидом. Эффективная ( полезная ) пористость в понимании большинства ис-
следователей определяется объемом поровой системы, способной вмес-тить
нефть и газ, с учетом остаточной ( связанной ) водонасыщенности. Понятие эффективной пористости, предложенное Л. С. Лейбензоном ( 1947
), характеризует свободный объем системы взаимосвязанных пор с учетом
порового пространства, занятого связанной ( остаточной ) водой. Этот вид
пористости по существу характеризует полезную емкость пород для нефти и
газа и отражает газонефтенасыщенность. Ее определяют по разности объема от
открытых пор и объема, занимаемого остаточной водой. Общую пористость пород определяют методом А. Мелчера ( 1921 ). Для
установления открытой пористости чаще всего используют метод И. А.
Преображенского, применяя для заполнения пустот очищенный керо-син и
взвешивание предварительно экстрагированного и высушенного образца в
воздухе и керосине. Аналогично определяется пористость по воде. Очень большое влияние на величину открытой пористости оказыва-ют
различные способы снятия поверхностной пленки, так как в зависи-мости от
преобладающего развития пор, каверен и трещин при обработке образцов
теряется разное количество керосина или воды. Из крупных ка-верен
происходит механическое вытекание жидкости, поэтому при взве-шивании
регистрируется меньший объем, чем фактический объем жидкос-ти, вошедшей в
образец при насышении под вакуумом. Остаточная водонасыщенность. Понятие об остаточной водонасыщенности. Осадочные породы, которые являются коллекторами нефти и газа,
накапливаются в основном в водных бассейнах, благодаря чему пустотное
пространство их заполнено водой. Большая часть воды, оказывающаяся в поровых пространствах све-
жевыпавших осадков, отжимаетсяя и возвращается в гидросферу еще на ранних
этапах диагенеза, но заметное ее количество сохраняется в осадо-чной толще
даже при достаточно больших нагрузках вышележащих слоев. Одним из важнейших
свойств воды, имеющих первостепенное значение для геологических процессов,
является ее способность проникать через толщу пород. Повышение температуры
и давления сопровождается разрывом водородных связей молекул воды и
увеличением ее проникающих свойств. Водородные связи обуславливают
необычайную силу сцепления воды, проявляющуюся в ее высоком поверхностном
натяжении, а также необыкновенную способность воды смачивать различные
вещества. При дальнейшем погружении пород, сопровождающимся постепен-ным
повышением температуры среды, поровые воды могут сильно изме-нить свою
структуру, а соответственно и вязкость, поэтому они приобре-тают
способность к циркуляции через толщи, ранее служившие для них водоупором.
Поток таких вод по известным законам пойдет в направлении зон пониженных
давлений, где произойдет их разгрузка и перемещение в более высокие
горизонты земной коры, вплоть до дневной поверхности. Таким образом, за длительный период формирования осадочных толщ
пространство между зернами, кристаллами, обломками полностью заполнится
водой, связь которой с твердыми частицами пород будет различной. В
дальнейшем в процессе образования нефтяных и газовых залежей происходит
вытеснение воды из пористых сред вновь пришедшим флюидом. Вытеснение воды
из пористых сред нефтью и газом происходит под давлением, но несмотря на
это часть ее сохраняется, будучи удержана силами молекулярного
взаимодействия. Количество и характер распределения остаточной воды
различны и зависят от сложности строения пористой среды, величины удельной
поверхности, а также от поверхностных свойстыв попрод. Эту сохранившуюся
часть воды исследователи называют остаточной, погребенной, связанной,
иногда реликтовой. Очень удачным является термин " остаточная вода " , примененный в
1955 г. С. Л. Заксом, который считал, что остаточная вода - это вода,
оставшаяся в поровом пространстве пласта при формировании залежей нефти и
газа. Естественно, что различное строение пустотного простран-ства пласта в
целом и определяет размещение остаточной воды в коллек-торе. Поскольку
сохранение ее в породах обусловлено силами молеку-лярно - поверхностного
притяжения, можно и нужно использовать как синоним термин " связанная ",
определяя этим характер взаимосвязи воды с породами. В нефтянных пластах часть воды может быть и в свободном состо-янии в
виде водоносных пропластков за счет недостаточного давления или объема
вытесняющего флюида - нефти или газа. Это же явление может наблюдаться и в
приконтурной части месторождения. Но при полном за-полнении ловушки нефтью
или газом количество оставшейся воды должно определяться прежде всего
структурными особенностями порового прос-транства: размером, процентным
соотношением мелких и крупных пор, извилистостью их стенок, т. е. величиной
внутренней удельной поверх-ности каналов, поверхностными свойствами пород и
пластовых жидкос-тей. Гидрофильные и олефильные свойства самих пород имеют
при сохра-нении остаточной воды в поровых каналах огромное значение.
Увеличение содержания органических и глинистых смесей, облажающих высокой
сорбционной способностью, приводит к повышенному содержанию остаточной воды
в пласте - коллекторе. Различный минеральный состав горных пород определяет
неодинаковые поверхностные свойства, в том числе и смачиваемость.
Смачиваемость пористой среды различными флюидами является одним из
важнейших параметров, определяющих остаточную водонефтенасыщенность,
скорость вытеснения, капиллярную пропитку и относительную проницаемость
пород. Благодаря ей в породах с одинаковыми фильтрационными свойствами
количество удержанной воды в поровых каналах будет различным. Сохраняясь в
пористой среде за счет сил молекулярного сцепления, остаточная ( связанная
) вода имеет неодинаковый характер распределения: вв виде пленок различной
толщины она располагается в крупных и мелких поровых каналах, заполняет
углы и извилистые участки и почти полностью занимает мельчайшие поры
размером менее 1 мкм. Породы - коллекторы, фильтрационные свойства которых обусло-влены
трещинами, не могут содержать свободной воды, так как в связи с отсутствием
крупных сообщающихся поровых каналов филтрация вод по ним невозможна. Проницаемость. Проницаемость - свойство породы, определяющее возможность про-
хождения флюидов через сообщающиеся поры, трещины, каверны. Прони-цаемость
является мерой фильтрационной проводимости породы и отно-сится к числу
наиболее важных параметров коллектора. Установившаяся скорость течения и
его направление связаны с различными физическими свойствами движущегося
флюида, а также особенностями геометрии по-рового пространства ( размеры
поперечного сечения и форм поровых ка-налов, их распределение в пором
объеме, которые предопределяют пропускную способность пористой среды ).
Проницаемость тесно связана со структурой пустотного пространства, поэтому
исследование различных видов ее дает возможность глубже понять характер
пористой среды.
Проницаемость измеряется в дарси по имени Анри Дарси, предложившего в 1856
г. уравнение для определения фильтрации
где Q - объемный расход жидкости в единицу времени; k - постоянная
проницаемости; s - площадь поперечного сечения; - вязкость жидкости; - гидравлический градиент или разница в давлении в направлении
течения x. Это уравнение дана для ламинарного течения флюидов в пористых средах,
при заданном значении k скорость фильтрации через породы прямо
пропорциональна перепаду давления. При исследовании проводимости пористой среды выделяют три ви-да
проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную. Фильтрация флюидов через пористые среды подчиняется закону Дарси, в
котором сделано допущение, что в пласте один флюид, полнос-тью насыщающий
пустотное пространство пород. Эту проницаемоть на-зывают абсолютной. В
природе пласт - коллектор содержит в различных количествах газ, нефть,
воду, при чем в зависимости от степени насыще-ния один из флюидов обладает
большей способностью перемещения. Эффективная проницаемость - это способность породы пропускать флюид
в присутствии других насыщающи пласт флюидов. Эффективная газо -, водо- и
нефтепроницаемость различна для разных пород и опреде-ляется
экспериментальным путем. Естественно, что при наличии двух или трех
насыщающих пористую среду фаз эффективная проницаемость по сравнению с
абсолютной снижается, при этом изменения ее зависят от ря-да факторов и
прежде всего от сложности строения порового простран-ства. Разбухание
глинистых частиц, наличие адсорбционных пленок, гидрофильность или
олефильность поверхностей, морфология, размеры и извилистость поровых
каналов - все это оказывает влияние на эффективную проницаемость. Отношение эффективной для данного флюида проницаемости к абсолютной
проницаемости называется относительной проницаемостью. Относительная
проницаемость для газа, нефти, воды колеблется от нуля при низкой
насыщенности до 1 при 100 % - ном насыщении. Относительная проницаемость
породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим
флюидом и достигает максимального значения при полном насыщении. Анализ опытнах данных изучения фильтрационных свойств свиде-
тельствует о неодинаковом характере изменения проницаемости в кар-бонатных
породах с различным типом пустотного пространства. Совер-шенно очевидно,
что карбонатные коллекторы порового, трещинного и каверного типов
отличаются как абсолютной величиной проницаемости, определенной в
лабораторных условиях, так и характером изменения ее в трех изучаемых
направлениях. Карбонатным коллекторам порового типа не свойственна анизотро-пия
проницаемости пористой среды, и в них не наблюдается резкого из-менения
фильтрующих свойств в каком - то одном из трех направлений. Это
существенное отличие фильтрационных свойств карбонатных кол-лекторов от
терригенных, в которых также преобладают поровые каналы. При наличии каверн или крупных пустот, т. е. в каверно - поровом типе
коллектора, максимальными значениями проницаемости обладает направление с
наибольшей интенсивностью их развития.Но даже в таких случаях мы не
наблюдаем такой разницы по параллельному и перпендику-лярному направлениям,
как в песначо - алевритовых породах. Поровый тип коллектора характеризуется
проницаемостьюю практически одинако-вой во всех трех направлениях;
трещинный тип карбонатных коллекторов, несмотря на незначительные
абсолютные значения проницаемости, опре-деленные в лабораторнах условиях,
отличается анизотропностью проница-емости, при этом пределы изменения
достигают одного - двух порядков. Следует подчеркнуть, что фильтрационные
свойства трещиноватых кар-бонатных пород в природных условиях значительно
выше значений, получаемых в лаборатории, что обусловлено исследованием
пород с наличием лишь микротрещин. ГЛАВА III. Условия формирования пустотного пространства. 1. Растворимость карбонатных пород. Развитие и формирование порового пространства карбонатных по-род
тесно связано с процессом растворения и выщелачивания. Вынос этих
соединений в растворенном состоянии является причиной образования пор,
каверен и пустот, а также приячиной расширения трещин. Установлено, что растворимость кристаллиических веществ зависит от их
природы , растворяющей способности растворителя и находится в тесной связи
с термодинамическими условиями. Неодинаковая раство-римость частиц
кристаллического вещества определяется их размером. Ряд исследователей (
Бакли, 1954; Теодорович, 1950) показали, что рас-творимость частиц гипса
размером 2 мм на 20 % меньше, чем частиц 0, 3 мм, и что тонкозернистые
разности кальцита значительно быстрей растворяю-тся, чем крупные кристаллы. Исследованиями Ф. Бирха, впервые приведенными в работе Миллера ( 1959
), было доказано, что расстворимость известняка заметно снижается, после
того как его подвергают большому довлению ( табл. 19). Миллер связывает это
снижение с перекристаллизацией вещества под большим давлением, которая
вызывает увеличение размеров частиц. Оче-видно, этим можно объяснить почти
полное отсутствие пор растворения у сильно метаморфизованных пород. На
растворимость карбонатных минералов влияет и размер растворяемых частиц.
Чем более они тонкодис-персны, тем более растворимы. Неодинакова
растворимость различных по размеру частиц способствуетт росту более крупных
зерен за счет раство-рения мелких. Сильное растворяющее действие подземных вод, богатых углекис-лотой,
отмечалось В. И. Вернадским ( 1934 ), который писал, что такая вода
приобретает свойства кислоты и способна разлагать силикаты и алюмосиликаты.
Поскольку проводимости пород неодинаковы, то процес-сы растворения не
распространяются равномерно по всему горизонту. Вероятно, они приурочены к
тем тектоническим участкам и струектурам, которые наиболее пористы и
проницаемы. Возможно, что растворение связано с воздействием на породы
нефтяных вод, которые, как известно, содержат большое количество
углекислоты. А. И. Осипова ( 1964 ) считает, что нефтяные воды при
проникновении в карбонатную породу - коллектор оказывали сильное
агрессивное действие, расширяя и соединяя поры, существовавшие в
известняках. Большое значение в происходящих процессах растворения имеют
нерастворимые минеральные примеся, содержащиеся в карбонатных породах. Роль
этих примесей неодинакова: следует различать примеси, тормозящие процесс
растворения, и наоборот, ускоряющие его. Наличие в карбонатных примеси
глинистых, кремнистых или органических веществ тормозит процесс
растворения. Именно поэтому в карбонатных породах с большим количеством
рассеяного органического вещества незначительно развиты явления
перекристаллизации ( Каледа, 1955, 1959; Гмид, 1965; Леви, 1964;Булач,
1964). Наоборот, даже небольшие количества примесей более растворимых
соединений резко повышают растворимость карбонатных пород, что доказано
экспирементами В. Н. Свешниковой
( 1952 ). 2. Соотношение растворимости доломита и кальция Этот вопрос имеет очень большое значение для понимания сущнос-ти ряда
геологических явлений, определяющих формирование пустотного пространства,
однако представления о соотношении растворимости дан-ных сооединений
противоречивы. Большие экспериментальные исследования растворимости доломита и его
смесей с другими минералами были проведены О. К. Янатьевой ( 1950, 1954, 1955, 1956, 1957, 1960 ). Полностью подтвердилось положе-ние
об изменчивости соотношений расторимостей доломита и кальцита, были
выявлены факторы, которые вызывают изменение этих соотноше-ний. Данные
показывают, что в условиях высокого содержания СО2 рас-творимость кальцита
при низких темпаратурах примерно в 1, 5 раза выше, чем доломита. С
увеличением температуры эти различия исчезают, и при 550 С растворимости
доломита и кальцита равны. При дальнейшеем повышении температуры
растворимсоть доломита становится более высокой, чем кальцита. Таким
образом, соотношение растворимости доломита и кальцита весьма непостоянно и
меняется под влиянием ряда факторов, к числу которых относятся температура,
давление, содержание в растворе углекислоты, сернокислого кальция.
Страницы: 1, 2, 3
|
|