книги / 845

Пористость нефтеносных пород Новогрозненского нефтяного месторождения

5.Серый кварцевый среднезернистый рыхлый 21.5121,74 песчаник, скв. 7/8, пласт XVI, глубина 901,4 м

Из приведенных данных видно, что пористость главнейших нефтеносных горизонтов Новогрозненского месторождения (пласты X III и XVI) приблизительно такая же, как и пористость нефтя­ ных горизонтов важнейших Бакинских месторождений: Сураханского и Биби-Эйбатского.

Ввиду того, что в самое последнее время получил промышлен­ ное значение ниЖний отдел майкопской свиты в Черных горах (скважина возле сел. Стерч-Кертычка в Бенойском районе), не­

Пористость песков и песчаников нижнего отдела майкопской свиты (муцидакальский горизонт) в Черных горах

дахчин (нижнемайкопские слои)

159

Особо большие колебания пористости обнаруживаются в пес­ чаниках нижнего отдела майкопской свиты в западной части Чер­ ных гор по рекам Кодахчин и -Фиагдон, где пористость колеб­ лется в пределах от 35,67 до 3,13% и является более выдержанной в восточной части Черных гор по рекам Ярык-су и Ачи-су, где средняя пористость будет приблизительно 20% — показатель, весьма благоприятный для нефтяной породы.

Из предыдущего обзора видно, что рыхлые несцементирован­ ные среднезернистые пески имеют пористость около 30—35%, наличие небольшого количества примеси глинистого вещества или же известкового цемента понижает пористость до 20—25% и сильная цементировка может ее снизить почти до 3%.

Этими данными характеризуются пески и песчаники третич­ ного возраста главнейших нефтяных месторождений СССР.

В месторождениях других стран наблюдается нечто подобное. Исследователи нефтяных месторождений Соединенных Штатов дают для неуплотненных песков среднюю пористость от 30 до 35% г. Более высокая пористость наблюдается в слабо сцементирован­ ных песках Калифорнии, где она достигает 40%. Однако иссле­ дование многих образцов из продуктивных горизонтов нефтяных месторождений этого штата дает цифру пористости, равную 30% и несколько выше. Нефтяные пески Калифорнии подобны пес­ кам наших кавказских месторождений третичного возраста. По всей вероятности, пористость третичных песков во всем мире будет приблизительно одна и та же, т. е. колеблется в пределах от 25 до 30%. Примесь глинистого или известкового цемента по­ нижает эту пористость до 15—20%.

Мезозойские пески и песчаники являются более уплотненными, среди них рыхлые пески попадаются реже. За примерами обра­ тимся к нефтяным месторождениям Северной Америки.

Газовый песок Накаточ верхнемелового возраста из место­ рождения Мехиа-Гросбэк в центральном Техасе показывает сред­ нюю пористость 24,4%. Точно так же газовый песок Вудбайн из газоносного месторождения Шрэвепорт в штате Луизиана дает

1 Е . A . L illey . The geology of petroleum and natural gas. London, 1928, p. 170.

160

обильные притоки нефти, но и причиняли много беспокойства, так как они образуют в скважине пробки.

Для мелкозернистого песка проникновение цементирующих веществ более опасно, чем для грубозернистого. Его поры могут сделаться слишком малыми, чтобы обеспечить легкое продвиже­ ние жидкости, и субкапиллярными, и тогда всякое движение жид­ кости прекратится, и пески потеряют свою отдачу.

Из нефтеносных известняков наибольшей пористостью обла­ дают главным образом доломитизированные известняки. На­ пример, трещиноватый доломитизированный известняк из нефтя­ ного месторождения Спиндлтоп в штате Техас имеет среднюю пористость около 33%. Приблизительно такой же пористостью обладает и знаменитый трэнтонский известняк в штате Огайо, являющийся нефтеносным в тех местах, где он доломитизирован, тогда как в тех местах, которые не были захвачены процессом доломитизации, он продуктивных скоплений нефти не содержит. Сюда же должен быть причислен не менее знаменитый известняк Томасопо (Эль-Абра) из Мексиканских нефтяных месторождений, о котором уже упоминалось. И в нем, как и в трэнтонском из­ вестняке, наблюдается доломитизация и связанные с нею обиль­ ные нефтепроявления. Наряду с этим обогащению его порами спо­ собствовали его глубокое выветривание и разрушение. Некоторые авторы причину пористости в известняке Томасопо видят не в до­ ломитизации, а в растворяющей силе циркулирующих в нем мине­ рализованных термальных вод.

В тесной связи с пористостью пород находится их механичес­ кий состав. Можно сказать, что пористость той или иной осадоч­ ной породы является функцией ее механического состава. Нужно здесь отметить, что и вопрос о механическом составе нефтенос­ ных пород является недостаточно изученным. Между тем, при опре­ делении пористости (и в особенности при определении отдачи нефти породою) это имеет большое значение. На изображенных здесь диаграммах (фиг. 15—46) показан механический состав ряда песчаных образцов из скважин Бакинского и Грозненского нефте­ носных районов в сопоставлении с их пористостью.

Из этих диаграмм видна тесная связь пористос'Ги и механи­ ческого состава породы. Особенно рельефно это выделяется на диаграмме, механического анализа нефтеносных песков Ново­ грозненского района и Сабунчинской площади в Бакинском рай­ оне. Преобладающей здесь фракцией является фракция с диамет­ ром песчинок 0,05—0,25 мм\ количество ее колеблется от 67,5 до 72,7% в Сабунчах и от 68,15 до 93,68% — в Новогрозненском районе. Примесь к этой основной фракции более крупных или более мелких зерен сказывается уже на коэффициенте пористости, который колеблется:, как видно из диаграммы, в пределах от 17 до 27,76% для Новогрозненского района и от 32 до 50,9% для Сабунчинского. Преобладающее значение фракции 0,25—0,05 мм служит причиной некоторой однородности породы, повышающей

162

ее пористость, примесь же мелких компонентов эту пористость несколько понижает, чтб видно хотя бы из сравнения образца нефтяного песка из скв. 22 с нефтцным песком надкирмакинской песчаной свиты из скв. 204 Сабунчинского района. Правда, функ­ циональная зависимость пористости от -механического состава

11* 463

породы часто затушевывается наличием в песчаных пластах цемен­ тирующего материала. По-видимому, только этим и можно объ­ яснить значительную разницу в пористости новогрозненских и сабунчпнскпх песков. Несмотря на более благоприятный в смысле однородности механический состав новогрозненских песчаных

164

пород по сравнению с сабунчиискими, они все же имеют, как видно из диаграмм, значительно меньшую скорость, чем сабунчинские. Это объясняется тем, что сабунчинская порода — рыхлые пески, а новогрозненская — песчаники, т. е. порода, подвергшаяся цементации.

165

Познакомившись с пористостью и некоторыми примерами пористых пород, а также с некоторыми данными об их механи­ ческом составе, следует остановиться на другом весьма важном свойстве горных пород — на их так называемой непроницаемости или проницаемости.

166

Строго говоря, все твердые тела при наличии известных усло­ вий являются проницаемыми. Выше мы видели, что в тех породах, которые имеют капиллярные или субкапиллярные поры, движе­ ние жидкости при обыкновенных условиях совершается или с величайшей медленностью, или же совсем прекращается. Такие

167

породы могут обладать даже очень большой величиной объема пор, однако, если поры эти в отдельности чрезвычайно малых размеров, то породы становятся естественными барьерами для циркулирующей жидкости. Такие породы считаются не теорети­ чески, а практически непроницаемыми. В условиях обычного гидро­ статического и газового давления они являются очень трудно проницаемыми или даже непроницаемыми как для воды, так и для нефти и газа.

При наличии особых условий (чрезвычайно высокого давления, высокой температуры и продолжительного действия капиллярных сил) через эти породы, хотя и медленно, в течение геологических периодов нефть может проникать и перемещаться из одного пласта в другой. Представителями таких так называемых непроницае­ мых пород являются главным образом глины и глинистые сланцы. При известных условиях такую роль могут играть плотные из­ вестняки, зацементированные песчаники и плотные мергели.

Породы, содержащие обыкновенные поры, или пустоты, а также различного рода каверны, трещины, полости и т. п., являются породами проницаемыми. В них жидкость, как указывалось выше, движется, подчиняясь гравитационному режиму, по законам гидростатики. Мы имеем большое количество доказательств этой проницаемости, встречаемых нами почти на каждом шагу. Источ­ ники и потоки грунтовых вод, поверхностные выходы нефти и газа, приток нефти к забою скважин и т. д. — все это обусловлено именно проницаемостью пород и возможностью свободного движения по ним жидкостей. При этом скорость движения жидкости через пористое тело, а следовательно, и через породу зависит прежде

168