книги из ГПНТБ / Прошляков, Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа

зонах при любой степени отсортированности окатанности, раз­ личных сочетаниях минерального состава обломков и типов це­ мента в пределах, установленных для Прикаспийской впадины, породы являются проницаемыми, за исключением единичных образцов. На рис. 50, например, к числу исключений относятся образцы с глубин 1565—1568,5 м и 1760—1764 м, отличающиеся

ет 0,04 и 0,025 мм).

В VI зоне на одинаковых глубинах, при равных содержа­ ниях цемента располагаются и проницаемые и непроницаемые породы. В ряде же случаев образцы с большим содержанием цемента оказываются проницаемыми, а с меньшими — непро­ ницаемыми, даже если последние залегают на меньших глуби­ нах. В этой зоне при общем более высоком содержании це­ мента (чем в правых пяти зонах) степень отсортированности обломочного материала приобретает определяющее значение. При коэффициенте отсортированности меньше 5 породы обыч­ но проницаемы, а при больших его значениях — непроницае­ мы. От этой закономерности также имеются отклонения, в свою очередь определяемые медианным диаметром (Md). При более высоком медианном диаметре (и прочих равных условиях) проницаемость выше, и наоборот. Это обстоятельство, как уже отмечалось, объясняется тем, что большему размеру обломоч­ ных частиц соответствуют и более крупные поры и поровые ка­ налы, которые способны пропускать флюиды ,при частичном их заполнении цементом. В породах, состоящих из мелких обло­ мочных частиц, поровые каналы, и без того очень малые, бу­ дучи даже частично заполнены цементирующим материалом, неспособны эффективно пропускать жидкости и газы. Именно поэтому песчаные породы при прочих равных условиях явля­ ются лучшими коллекторами, чем алевритовые.

Левую зону диаграммы занимают образцы условно непро­ ницаемых терригенных пород, отличающихся наиболее высо­ ким содеражнием цементирующего материала. Здесь при любой степени отсортированности обломочных частиц (а она мо­ жет быть достаточно высокой, например в известковых песча­ никах иногда достигает 2) и самых различных значениях ме­ дианного диаметра проницаемость пород менее 1 мД. Следо­ вательно, решающим фактором, определяющим коллекторские особенности пород этого поля, является цементирующий мате­ риал.

Предлагаемая диаграмма, таким образом, позволяет без оп­ ределения коллекторских параметров, основываясь лишь на Данных гранулометрического анализа и глубине залегания, вы­ делить из общей массы терригенных пород: а) проницаемые (правые пять зон); б) возможно проницаемые (VI зона); в) Условно непроницаемые (левая, VII зона, проницаемость менее

1 мД). Кроме того, первые пять зон позволяют дифференциро­ вать породы по величине проницаемости. Безусловно, данные, полученные с диаграмм, не могут полностью заменить прямых определений, но они могут оказать существенную помощь при поисково-разведочных работах..

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ПО ДАННЫМ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

Существующие методы оценки коллекторских свойств по­ род базируются на лабораторных определениях коллекторс­ ких параметров образцов керна, промыслово-геофизических ис­ следованиях или геолого-промысловых данных. Проведенные нами исследования показали существование тесной зависимос­ ти величины коллекторских параметров от литологического сос­ тава пород при условии учета глубины их залегания. Послед­ няя в значительной мере отражает влияние на коллекторские свойства факторов катагенеза (возрастающих с глубиной тем­ пературы, давления, гидрогеологических условий и т. д.). В ка­ честве основных параметров для оценки коллекторских свойств пород приняты открытая пористость и абсолютная газопрони­ цаемость.

Как известно, коллекторские свойства песчаных и алеврито­ вых пород на равных глубинах, при одинаковом составе и со­ держании цемента неодинаковы. В связи с этим оценка коллек­ торов каждой из этих групп пород производилась раздельно. В качестве исходных данных для решения этого вопроса ис­ пользовались диаграммы зависимости открытой пористости и проницаемости от состава и глубины залегания пород. Путем совмещения соответствующих диаграмм попарно (см. рис. 43— 49, 44—50) были получены две новые, названные нами класси­ фикационными, одна из которых характеризует ряд песчано­ глинистых коллекторов, а вторая — ряд алевритово-глинистых (рис. 51). Эти сводные диаграммы позволяют решить спор между сторонниками и противниками существования связей по­ ристости и проницаемости в терригенных породах. Диаграммы показывают, что между этими параметрами существует тесная связь, но она специфична для различных пород и проявляется лишь при сравнении образований близкого литологического состава и возраста, залегающих в примерно одинаковых тер­ модинамических и тектонических условиях. В породах, претер­ певших глубинный катагенез, эта связь может не сохраниться. Отсутствует она и в породах с повышенным содержанием це­ мента (более 30—40%).

Анализ сводных диаграмм с учетом последних классифика­ ций песчано-алевритовых коллекторов (А. А. Ханин, 1956, 1960; Г. И. Теодорович, 1958; И. А. Конюхов, 1961) позволил по ве­ личине открытой пористости и абсолютной проницаемости вЫ-

.132

делить на каждой из них по 12 полей, отличающихся величи­ ной открытой пористости и абсолютной проницаемости.

Выше отмечалось, что песчаные и алевритовые породы в разных условиях, как правило, имеют практически одинаковую

Проницаемость варьирует значительно шире, поэтому для каж­ дого из полей установлены только нижние пределы ее значений

133

IV, V и VI группы разделены каждая на две подгруппы (а и б), сходные по проницаемости, но различающиеся по величине от­ крытой пористости (табл. 20).

Т а б л и ц а 20

Характеристика коллекторских свойств терригенных пород по классификационным диаграммам

* Представлен преимущественно глинистым материалом, в меньшей степени карбонатами (до 20—25%), а также незначительным количеством окислов железа и кремнеземом.

Как уже отмечалось, в ряде случаев фактические пористость и проницаемость образцов пород, попавших на основании дан­ ных о гранулометрическом составе и глубине залегания в ту или иную группу, могут не соответствовать указанным в табл. 20. Степень достоверности определений проницаемости, выполненных по нашей методике, приводится в табл. 21.

Достоверность определений пористости, как правило, не ни­ же 85%.

По величине коллекторских параметров группы в известной мере аналогичны соответствующим кассам классификаций кол-

134

лекторов нефти и газа других авторов. Сопоставление класси­ фикационных диаграмм с некоторыми схемами классификаций коллекторов нефти и газа по степени проницаемости приводится в табл. 22.

Т а б л и ц а 22

Сопоставление схем классификации коллекторов

По степени пористости таких сравнений сделать нельзя, по­ скольку мы использовали значения открытой, а А. А. Ханин и И. А. Конюхов — эффективной пористости (Г. И. Теодорович не вводил значения пористости в классификацию коллекторов).

VI группа (подгруппы а и б) нашей диаграммы не имеет аналогов в других классификациях, поскольку в нее входят как проницаемые, так и непроницаемые (менее 1 мД) породы. Их

135

совместное присутствие объясняется прежде всего условностью разделения пород на проницаемые и непроницаемые, а также различной степенью отсортированности обломочных частиц, не­ одинаковым составом цементирующей части и другими факто­ рами.

VII, VIII и IX группы представлены только непроницаемы­ ми (менее 1 мД) терригенными породами, при определенных условиях способными быть экранами для скоплений нефтяных и газовых флюидов. С этой точки зрения благоприятным явля­ ется присутствие значительных количеств аутигенных образо­ ваний (карбонатов, кремнезема, сульфатов и др.) и глинистых минералов группы монтмориллонита.

VII группа представлена преимущественно глинами со зна­ чительными колебаниями количества песчано-алевритового ма­ териала. Их открытая пористость варьирует в пределах 10—■ 30%, а проницаемость составляет менее 1 мД. VIII группа весь­ ма разнообразна по составу пород; здесь встречаются чистые глины, аргиллиты, алевролиты, песчаники и промежуточные между ними осадочные образования. Решающее влияние на коллекторские параметры здесь, как и в следующей IX группе, оказывает уже не литологический состав, а степень уплотнения и постдиагенетического изменения. Открытая пористость пород этой группы составляет 4—15%, типичные значения проницае­ мости — сотые и тысячные доли миллидарси.

IX группа — наиболее сильно уплотненные породы. Глины здесь полностью преобразованы в аргиллиты, чрезвычайно плот­ ны и глинисто-алевритовые образования. Песчаники и алевро­ литы, относящиеся к этой группе, теоретически должны зале­ гать на глубине свыше 4700 м. Из мезозойских отложений При­ каспийской впадины образцы такого состава с соответствующих глубин в количестве, достаточном для определения коллектор­ ских параметров, не извлекались. Открытая пористость образ­ цов пород, не содержащих трещин, составляет менее 5%, а про­ ницаемость даже измеряемая сотыми долями миллидарси, встре­ чается редко. Следует, однако, напомнить, что породы VIII и IX групп очень хрупкие и способны растрескиваться под дей­ ствием природных напряжений.

Как уже отмечалось, в мезозойских отложениях Прикаспий­ ской впадины обычны заполненные карбонатами трещинки в аргиллитах и песчано-алевритовых породах, на глубинах свы­ ше 3900—4000 м. В образцах керна из Аралсорской сверхглубо­ кой скважины они наблюдались до забоя (6806 м). Это позво­ ляет считать, что в благоприятных геологических условиях по­ роды VIII и IX групп могут оказаться трещинными коллектора­ ми. Продуктивные коллекторы такого типа известны в Запад­ ной Сибири. На Восточно-Салымском нефтяном месторожде­ нии, например, из трещиноватых аргиллитов баженовской сви­ ты скважины дают 20—30 и даже до 80 т/сут нефти.

136

Анализ материалов изучения коллекторов позволяет рекомен­ довать составление диаграмм оценки коллекторов для районов и отложений, испытывающих длительные погружения. Среди них можно назвать Тимано-Печорскую и Днепровско-Донецкую впадины, Западную Сибирь (по мезозойским отложениям), Центральное и Западное Предкавказье (по мезозойским отло­ жениям). Вполне возможно, что контуры полей диаграмм не будут полностью совпадать с нашими, но общая закономерность их расположения должна сохраниться.

НЕКОТОРЫЕ ДАННЫЕ О РОЛИ СОСТАВА И СТРОЕНИЯ ПОРОД В ФОРМИРОВАНИИ ЭКРАНИРУЮЩИХ СВОЙСТВ

При решении вопросов, связанных с нефтегазоносностью, чрезвычайно важно знание пород-экранов (покрышек) для зале­ жей нефти и газа. Оценка экранирующих способностей пород вообще, а тем более находящихся в естественной геологической обстановке вызывает большие трудности в связи с недостаточной изученностью этого вопроса и отсутствием единой методики ис­ следования. Необходимость изучения экранов общепризнана и уже сейчас в этом направлении достигнуты значительные ус­ пехи (Еременко, Милешина, 1961, Ханин, 1965, Нестеров, Прозорович, 1968, Прозорович, Зарипов, Валюжевич, 1970 и др.). Большой интерес представляет работа А. А. Ханина (1968), в которой изложены результаты экспериментальных исследований глинистых пород как возможных экранов для нефти и газа. В ней же дана одна из самых первых оценочных классификаций экранирующих способностей глинистых пород, в которой каче­ ство покрышек нашло количественное выражение (табл. 23).

Как известно, экранирующие способности покрышек зависят от целого ряда факторов — общегеологических (мощность, од­ нородность, распространенность, отсутствие или наличие прони­ цаемых «окон» и т. д.) и физико-минералогических (минераль­ ный состав, структура породы, строение порового пространства

ит. п.).

Вмезозойском разрезе Прикаспийской впадины породыэкраны широко развиты. Они представлены главным образом глинами, реже мергелями и известняками. В общем они состав­ ляют до 70% мощности осадочных отложений. Наибольшую роль эти породы играют в разрезах внутренних частей впадины. На ее окраинах мощность возможных пород-экранов значительно снижается и преобладают песчано-алевритовые образования (Западное Примугоджарье, некоторые районы Южной Эмбы, Актюбинское Приуралье и др.).

Исходя из общегеологических принципов, в первом прибли­

жении можно считать, что достаточно надежные экраны разви­ ты в пределах Северного Прикаспия повсеместно, за исключе­ нием северо-восточных районов (Приоренбуржье, Актюбинское Приуралье) и некоторых окраинных зон впадины.

13»

• Экранирующая способность глин, содержащих набухающий компонент, возрастает в случае насыщения их слабо минерализованными водами.

Исследование глинистых пород, залегающих над нефтяны­ ми месторождениями Южно-Эмбенской нефтеносной области, и анализ соответствующих лабораторных данных показали, что глинистые породы (содержание фракции мельче 0,01 м более 50%) на небольших глубинах (до 300—500 м) имеют полную пористость до 30—35%, а открытую до 20—27%. В районах Ма­ ната, Доссора и других месторождений, на севере—.на Челкарском соляном массиве меловые и юрские глинистые породы на глубине до 250 м в ряде случаев обладают газопроницаемостью 3—5 мД, а газопроницаемость, измеряемая десятыми и сотыми долями миллидарси, довольно распространена.

Особенности уплотнения и общего изменения емкостных и фильтрационных свойств осадочных образований, а также пря­ мые определения коллекторских параметров показывают, что экранирующие способности глинистых пород с глубиной повышаются (см. рис. 51 а, б) по крайней мере до перехода по­ следних в аргиллиты.

Характеризуя глинистые экраны Южно-Эмбенской области, необходимо отметить их высокую водонасыщенность, колеблю­ щуюся в пределах 54—97%. Ввиду очень малого диаметра поровых каналов в глинах (< 1 мк), есть основания считать, что силы молекулярного взаимодействия породы и воды сущест­ венно повышают экранирующую способность и тем самым спо­ собствуют сохранению залежей нефти.

Учитывая все эти особенности и залегание многих нефтяных скоплений Южной Эмбы на глубинах, измеряемых первыми сот-

130

нями метров (а некоторых из разработанных залежей даже несколькими десятками метров), можно сделать заключение о недостаточной надежности распространенных здесь экранов. Это подтверждается обилием поверхностных нефтегазопроявлений и закированием неглубоко залегающих пород (Макат, Сагиз, Новобогатинск, Иманкара, Джарчик и многие другие).

Изложенные выше данные, а также обилие разрывных текто­ нических нарушений позволяют предполагать, что на ряде про­ мышленно нефтеносных структур в течение геологического вре­ мени значительная часть нефти и газа уже потеряна, а некото­ рые месторождения утратили практическое значение.

По мере того, как глинистые породы теряют пластичность и приобретают хрупкость, характерную для аргиллитов (глу­ бина свыше 3000—3500 м), оценка их экранирующих способ­ ностей становится менее определенной в связи с возможностью возникновения трещиноватости. Это относится также к извест­ някам и мергелям.

Кроме этого, надо учитывать, что на больших глубинах (свы­ ше 3000—3500 м) осадочные образования испытывают колоссаль­ ное давление, которое наряду с химическими процессами спо­ собствует «залечиванию» возникших трещин и восстановлению экранирующей способности пород. В образцах мезозойских оса­ дочных пород Прикаспийской впадины, извлеченных с глубины свыше 4000 м открытые трещинки не обнаружены. Не установ­ лены они и в образцах из глубоких скважин Северного Пред­ кавказья. По данным Ю. Коноплева, трещинки в образцах керна, поднятых с глубины свыше 4081 м при бурении Архангель­ ской скв. Р-1, всегда заполнены кальцитом. То же им установ­ лено и для пород Отказненской скв. 7, извлеченных с глубины свыше 4384 м (нижний мел).

Анализ диаграмм изменения проницаемости терригенных по­ род позволяет ставить вопрос о возможности существования е определенных термодинамических и геохимических условиях н( только глинистых, карбонатных и солевых экранов, но и песча по-алевритовых. Как было показано выше, на больших глуби нах (свыше 3500—4000 м) продукты катагенеза почти нацело заполняют поровое пространство в обломочных породах, этому способствует и широкое развитие структур растворения обло­ мочных зерен. Открытая пористость и газопроницаемость пород становятся такими же, как и в глинисто-аргиллитовых образо­ ваниях.

Таким образом, при отсутствии открытых трещин комплекс пород, которые могут стать экранами для нефти и газа, сущест­ венно расширяется с глубиной. В заключение можно сказать, что на б о л ь ши х г л у б и н а х в з а в и с и м о с т и от г е о л о г и ч е с к о й о б с т а н о в к и о д н и и те же л и ­ т о л о г и ч е с к и е р а з н о с т и п о р о д м о г у т б ы т ь к а к э к р а н а м и , т а к и к о л л е к т о р а м и .

140