Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

нефтяная литология ответы.doc

Скачиваний:

Добавлен:

03.09.2019

Размер:

1.48 Mб

Скачать

☆

1 / 141 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 > Следующая >>>

Билет 1 1. НГ комплексы как отражение основных этапов развития НГБ

Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой генетические подразделения самого высокого ранга в разрезе нефтегазоносных бассейнов. Под НГК большинство исследователей понимают толщи с определенным составом пород, характеризующиеся набором специфических черт. Комплексы часто обладают природными резервуарами различных типов и каждый из них содержит нефти с определенным геохимическим составом. Источник нефти (газа) может быть внутри комплекса и (или) УВ могут поступать в комплекс извне. Если комплекс отражает какой-либо этап развития крупного тектонического элемента, он рассматривается одновременно как осадочная геологическая формация. Характер комплексов, их взаимовлияние меняются в процессе развития осадочно-породного бассейна в связи с изменением свойств отложений в ходе катагенеза.

Нефтегазоносные комплексы являются совокупностью геологических тел, в том числе более проницаемых, благоприятных для образования залежей, и плохо проницаемых, способствующих консервации залежей. Поскольку разные природные резервуары связаны с различными геологическими формациями, есть смысл коротко остановиться на последних. Термин "формация" впервые ввел в геологию немецкий естествоиспытатель А. Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации (серии) горных пород в разрезе. Этот термин имел у А. Г. Вернера и стратиграфический смысл. Понятие о формации в качестве стратиграфической единицы (примерно равной свите) сохранилось в США и ряде других стран. В большинстве случаев этот смысл был утрачен и понятие формации употребляется как общегеологическая категория. Основы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1894 г. Им было показано на примере Альп, что отрезки времени формирования характерных толщ или формаций, например, таких как флиш или моласса, соответствуют определенным этапам развития региона (флиш - доскладчатый, моласса - после складчатости и начала горообразования). Таким образом, М. Бертран сделал понятие о формации стадийным, соответствующим определенной стадии, историческим. Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н. Б. Вассоевича, В. Е. Хаина. В 1940 г. Н. Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим зонам, таким образом, он добавил к стадиальному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называемого парагенетического направления (Н. С. Шатский, Н. П. Херасков, Н. А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные члены которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, этапами их развития, но эта связь по их мнению проявляется уже как результат субъективных суждений.

Формация с точки зрения системно-структурного анализа является сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями "порода" и "литосфера Земли". Содержание понятия формация очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурно-геоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом тектонические, условия и определяют облик флиша как формации. По определению В. Е. Хаина, формация - это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных зон земной коры. Автор данного определения показывает, что выделять категории формаций можно по разным признакам (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по наиболее крупным геотектоническим элементам земной коры и с учетом климатических условий составлена В. Е. Хаиным (табл). При характеристике формаций важна возможность практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассматриваться как разные стадии их познания (или познание их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность, проявляющаяся в осадочных толщах. Выделяемые нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы могут полностью совпадать с формациями, являться их частями или охватывать несколько формаций (одна материнская, другая коллекторская, третья экранирующая). В качестве нефтегазоносных комплексов или части их выступают многие формации. Развитие процесса нефтегазообразования зависит от типа осадочной формации. В каждом типе существуют свои условия для созревания УВ (при этом соседние формации могут оказывать существенное влияние на эти процессы, что также является причиной для выделения комплексов).

Эпиконтинентальные бассейны, платформенный чехол

Пассивные окраины континентов

Активные окраины континентов

Океаны

Стадии развития

Гумидная зона

Аридная зона

Континентальная окраина (внутренняя часть) — пери-кратонные опускания — миогеосинклинали

Континентальный склон- подножие — окраинные моря; мезогео- синклинапи,

позже - передовые прогибы

Окраинные моря-островные дуги—желоба— эвгеосинклинали, позже — передовые прогибы

Гумидная

Аридная

Конечная

Озерно-аллювиаль-наясероцветная формация с каолинитом, углями; красноцветная с бокситами

Пустынно-озерная красно- или пестроцветная формация с карбонатами и сульфатами

Верхняя континентальная грубая молас-са

Верхняя континентальная груба моласса Вулканогенная моласса

Поздняя 2

Паралическая угленосная формация прибрежных равнин

Красноцветно-эва-поритовая формация лагунного (ка- рабогазского) типа

Нижняя морская моласса с эвксинскойсубформацией

Нижняя морская тонкая моласса

Поздняя 1

Эпиконтинентальная песчано-глинистая или кварцево-пес-чаная формация с глауконитом ¹

Эпиконтинентальная карбонатно- терригенная формация (с субформацие? черных глин)

Терригенный флиш

Терригенный

флиш

■

•

Гемипелагичес- кая терригенно- глинистая формация

Зрелая

Эпиконтинентальная

Эпиконтиненталь

1 1 Неритич

ескаяНеритическая

Карбонатный

Пелагические гли

карбонатная (извест-

ная карбонатная

кремнисто-

карбонатная

флиш

нистая и крем-

няково-мергельная)

(известняково-

глинистая

формация

нисто-глинистая

формация

доломитовая)

фосфорито-

(кокколито-

формации абис

формация

носная фор

форидовая и

сальных котло

мация

форамини-

вин

феровая с суб

формацией

барьерных рифов

Ранняя 2

Эпиконтинентальная

Эпиконтиненталь

Пестроцветная

Битуминозная

Терригенный

Формации пелаги

песчано-глинистая

наякарбонаты-тер-

глинистая фор

песчано-глинис-

флиш

ческихизвестня

или кварцево-пес-

ригенная форма

мация с магне

тая формация

ков и известня

чаная формация с

ция с субформа

зиальными

с субформаций

ковыхтурбиди-

глауконитом

цией черных

силикатами

черных глин и

тов срединных

глин

терригенно-кар-

хребтов подня

бонатная форма

тий в пределах

ция

талассопленов

Ранняя 1

Параличёскаяугле

Красноцветно-

Параличёская

Эвапоритовая фор

Сланцево-

Эдафогенная

носная формация

эвапоритовая

угленосная

мация зрелого

граувакко-

формация

прибрежных

формация ла

формация зре

рифта (красно-

вая (аспид

рифта

равнин

гунного (кара-

лого рифта

морского типа)

ная) форма

Металлоносная

богазского)

ция

(эксгаляционная)

типа

формация рифто-

Начальная

Озерно-аллюви-

Пустынно-озер

Континен

Обломочная фор

вых зон

альнаясероцвет-

ная красно- или

тальная поло-

мация зон (грабе-

ная формация с

пестроцветная

дых рифто-

новая)

каолинитом, уг

формация с кар

вых

Красно- или

лями; красноцвет-

бонатами и суль

Сероцветная

пестроцветная

—.

ная с бокситами

фатами

Красноцветна;

2. . Основные с-ва пород-коллекторов

Основные особенности пород-коллекторов определяются их минеральным скелетом и тем материалом, который заполняет промежутки между зернами и остающимися пустотами. Размер, форма и характер распределения пустот и определяют коллекторские свойства.

Пористость, или пустотность - такое же неотъемлемое свойство пород, как плотность. Эти два свойства тесно связаны между собой обратным соотношением. Поры составляют часть объема породы. Величина пористости выражается в долях или процентах и характеризует конкретный участок в породе. Различают четыре вида пористости: общая (абсолютная, или полная), открытая (насыщения), эффективная (динамическая) и закрытая. Общая пористость представляет отношение объема всех полостей в породе к общему объему породы. Открытая пористость учитывает объем тех пор, которые сообщаются между собой. Разница между величинами общей и открытой пористости дает величину закрытой пористости, которая представляет объем изолированных замкнутых пустот. Для качества коллекторов закрытые поры почти не имеют значения, однако в них содержатся изначально погребенные в породах вещества (в том числе органические), изучение которые имеет большое значение.

В ходе преобразования пород (уплотнение под нагрузкой и пр.) соотношение между общей и открытой пористостью изменяется. При смыкании каналов часть открытых пор превращаются в закрытые, так что пористость насыщения сокращается, а общая пористость относительно возрастает, хотя в абсолютных величинах и она постепенно снижается.

Очень важной при разработке месторождений, получении притоков является величина эффективной пористости, под которой понимается объем тех пор, по которым происходит движение флюидов. Эта пористость меньше открытой, так как из последней следует вычесть объем тех застойных участков, где движение не происходит (слепые, тупиковые участки, очень тонкие капилляры и пр.). Такие участки по большей части заняты остаточной водой. Многие вещества и породы, в том числе глины, обладают высокой общей пористостью, но очень малой - эффективной.

Определение пористости производится различными способами, в основном экспериментальными. На сравнении с ними основаны также геофизические методы, различные методы каротажа.

Для получения величин пористости на искусственных моделях обычно употребляют стеклянные шарики. При разных упаковках одинаковых по диаметру шариков можно получить разные величины пористости - от 26 до 47,7%. Можно создать и более сложные модели из наборов шариков разных диаметров и также рассчитать пористость аналитически. Но все эти модели весьма далеки от природных объектов. Пористость даже плохо отсортированных пород может быть почти 50%, а может снижаться почти до нуля. Пористость хороших коллекторов составляет 30-35%, обычные пределы колебаний пористости и коллекторах 5-20%.

Общая пористость определяется по методу Мельчера на основе данных о минералогической плотности зерен этой породыdи объемной плотности породы о. Для изучения последней исследуется образец неразрушенной породы. Минералогическая плотность определяется но основе исследования дезинтегрированных зерен той же породы, свободное пространство между которыми заполнено дегазированной водой.

Проницаемость. - это параметр породы-коллектора, характеризующий способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Все породы в той или иной мере проницаемы. Поскольку породы анизотропны; величины различных характеристик, в том числе и проницаемость, неоднозначны по разным направлением в пределах какого-либо конкретного участка.Q=kS(dp/dl).

Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, фазовую (эффективную) и относительную. Под абсолютной понимается проницаемость, измеренная в сухой породе при пропускании через нее сухого инертного газа (азота, гелия). Часто она измеряется по воздуху. В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами. Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть. Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других называется фазовой (эффективной) проницаемостью для данного флюида. Можно говорить о фазовой проницаемости газа относительно воды и т. п. Данной показатель для отдельных флюидов зависит от их количественного соотношения. Особенно это заметно при разработке месторождения. При откачке и уменьшении количества нефти в пласте ее фазовая проницаемость постепенно падает.

Отношение величины эффективной проницаемости для данного флюида к величине проницаемости при 100%-м насыщении породы данным флюидом (если флюид не реагирует с породой, можно говорить об абсолютной проницаемости) называется относительно проницаемостью. Подобно фазовой она непрерывно изменяется в процессе эксплуатации залежи, так как изменяется соотношение флюидов. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Структура пустотного (порового) пространства. Характер взаимного расположения., пустот, размеры, особенности их внутреннего строения мы называем структурой пустотного (порового) пространства. От этого фактора, по-видимому, наиболее существенно зависит одно из важнейших свойств коллекторов - проницаемость. Структура влияет на характер расположения нефти в пласте и косвенно (через остаточную воду) даже на ее количество. Структура пустот зависит от способа расположения материала, характера и степени его преобразования, количества, характера и распределения цемента.

Зерна и агрегаты.в породе могут иметь весьма различные размеры и форму и по-разному соотноситься друг с другом. Сочетание трещиноватости и процессов растворения могут образовывать системы пустот, отличные от первичной. Порода может быть высокопористой, но при этом поры бывают столь мелкими, а каналы столь извилистыми, что фильтрационные способности оказываются весьма низкими. И наоборот, несколько прямоточных каналов при низкой пористости обеспечивают высокую проницаемость. В реальных породах возможны своего рода парадоксы. Высокая степень окатанности зерен в породах, близких к моделям песков из идеальных шариков, определяет и лучшие коллекторские свойства. В реальной же породе в зависимости от спо-соба укладки угловатые, неправильной формы зерна (или обломки раковин) могут состыковаться таким образом, что упаковка будет очень рыхлая. Встречаются варианты таких упаковок, при которых пористость, несмотря на то, что порода состоит из угловатых неотсортированных зерен, составляет около 40%. Породы эти обычно не испытывали достаточного уплотнения.

Форма пустот различна у различных типов пород. В органогенных известняках, например, преобладают иногда ячеистые пустоты (кораллово-мшанковые рифовые массивы). У терригенных пород из хорошо окатанного и отсортированного обломочного материала поры имеют форму, близкую к ромбоидальной, тетраэдрической и др.

Остаточная вода в коллекторах. Вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в коллекторе в пределах залежи, называется остаточной. Образуется она за счет той, которая, первоначально, как правило, полностью насыщала породу, но была частично вытеснена при формировании скопления УВ. Объем воды, отнесенный к объему порового пространства, выражается в виде коэффициента водонасыщенности к_в. С ним тесно связан коэффициент нефтенасыщенности к_н(газонасыщенностик_г), который тоже представляет отношение объем» соответствующего флюида к объему пор. Если объем порового npocтранства принять за 1, то соотношение между указанными коэффициентамик_B+k_H(_г)=l. Содержание воды колеблется от 20 до 80%.

Чем меньше размер породообразующих компонентов, тем больше воды находится в породе.

Билет 2

Хар-ка основных НГ комплексов

Основные нефтегазоносные комплексы можно разделить на 2 группы : терригенные и карбонатные.

ТЕРРИГЕННЫЕ КОМПЛЕКСЫ

По вещественно-структурному признаку обломочные породы совместно с глинистыми и некоторыми другими входят в состав различных формаций: песчано-глинистых морских, угленосных и субугленосных преимущественно континентальных, молассовых, дельтовых, континентального склона и др.

Коллекторские свойства обломочных пород формируются практически на всех стадиях литогенеза.Для слабо измененных пород преимущественное значение имеют процессы первых трех стадий: выветривания (гипергенеза), переноса (мотогенеза) и осаждения (седиментогенеза).Действительно, свойства будущих коллекторов определяются составом исходного материала и условиями формирования отложений. К последним относятся способ, энергетическая обстановка, длительность во времени и расстояние переноса материала, тип водоема осаждения, его тектоническое положение и климат.Различные процессы диагенеза, а затем катагенеза сильно преобразуют осадок, а затем - породу. Сформировавшиеся в результате структурно-текстурные особенности пород и будут определять характер и качество коллекторов.Для характеристики коллекторских свойств обломочных пород имеют значение все их составные части. Они определяют в целом структуру пород, в том числе структуру порового (пустотного) пространства. В понятие структуры входят форма, размер, характер поверхности зерен, соотношение отдельных компонентов. Очертания и форма зерен первоначально зависят от кристаллографических особенностей минералов. Формы зерен влияют на способ компоновки (упаковки) материала, что определяет характер поровых каналов.Процессы рассортировки, дифференциации во время переноса и осаждения оказывают большое влияние на коллекторские свойства будущей осадочной породы. У более крупнозернистых пород более крупные поры. Чем выше окатанность и однородность материала обломков, тем поры будут иметь более изометричную форму, проще будет структура порового пространства.Немаловажное значение для формирования коллекторских свойств имеет также цемент. В зависимости от строения природных резервуаров, сочетаний их внутри комплексов с другими породами характер их дальнейших преобразований будет различным.Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз толщиной в десятки и сотни метров. По бокам эти полосы окаймляются преимущественно континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными - в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, гравелитистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими являются алевролиты.песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности различны, наилучшие они в зонах перемывов и действия древних потоков. Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлены в основном гидрослюдой и каолинитом. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером морской терригенной нефтегазоносной толщи (формации) на древних платформах является среднедевонский комплекс Урало-Поволжья.Песчано-глинистые толщи молодых платформ, наряду со сходством, имеют и существенные различия. Нефтегазоносностьсвязана в основном с мезозойскими отложениями. Основная продуктивная неокомская толща Среднего Прнобья в Западной Сибири представлена чередованием преимущественно песчаных и глинистых пачек. Одна из наиболее мощных и выдержанных глинистых пачек - кошайская свита аптского возраста как бы венчает разрез комплекса. Две другие глинистые пачки - сармановская и чеусинская, залегают в нижней части готеривских отложений. В нижней (валанжинской) части разреза строение песчано-глинистого комплекса становится более сложным. Здесь он имеет уже не параллельно слоистое, а "косослоистое" клино- формное строение. В наибольшей степени это заметно в отложениях берриасского возраста, в так называемой ачимовской пачке.Образование ее, очевидно, связано с боковым наращиванием (проградацией) на континентальной окраине, что не характерно для внутренних частей платформ. Таким образом, можно различать комплексы шельфа и континентального склона. Подобные клиноформные комплексы выделяются и в Предкавказье на Скифской платформе. При этом ориентировка клиноформ зависит от направления сноса в разное время.

С отложениями молодых платформ наиболее тесно связаны глауконитовые терригенные и другие родственные глауконитсодержащие формации (меловая, опоковая). Наиболее широко развиты глауконито- вые платформенные формации позднего мела и эоцена. Нефтегазоносная меловая глауконитовая формация эпипалеозойских плит юга СССР протягивается от Крыма до Тянь-Шаня.С ней связаны газоконденсатные месторождения Ейско-Березанского района в ЗападномПредкавказье, нефтяные залежи Прикумского района Восточного Предкавказья и газовые залежи крупного Газлинского месторождения Узбекистана. Породы формации имеют кварцевый и глауконито-кварцевый состав (содержание кварца 60-70%, глауконита - до 20%). Коллекторские свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Проницаемость достигает (1,5*2) 10^-12 м² .открытая пористость на Газлинском месторождении 20-32%. Глауконитовые формации эпипалеозойских плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-видимому, протягиваются под воды океанов.Существенное значение для нефтегазоносности имеют угленосные, главным образом субугленосные толщи. В СССР и других районах мира они широко развиты в отложениях палеозоя и мезозоя, в большинстве случаев на платформах и в меньшей степени - в более подвижных областях. Сложены эти толщи переслаиваниемалеврито-песчаных и глинистых пород с подчиненным содержанием карбонатов. Преобладающим генезисом является континентальный и прибрежно-морской, для отложений характерна полифациальность. Преимущественно гумусовый состав ОВ предопределяет в основном генерацию газа, однако контакт с другими отложениями может обеспечить и нефтенакопдение. На древних платформах, где формирование отложений происходило в условиях выровненного рельефа при активном воздействии химического выветривания, разложение неустойчивых минералов привело к преобладанию двухкомпонентного (кварц, полевой шпат) или даже мономинерального кварцевого материала. Широкое развитие имеют каолинитовые глины.

На молодых тектонически более подвижных плитах породы . в основном полимиктового состава. Здесь субугленосные формации особенно характерны для основания чехла (например, нижняя и средняя юра Предкавказья и Западной Сибири). Это толщи сероцветов, занимающие в прогнутых зонах обширные пространства. Мощность их составляет сотни метров и первые километры. Подобный характер присущ иногда и переходным промежуточным комплексам между фундаментом и чехлом. Однако угленосные и субугленосные толщи играют важную роль и в вышележащих регрессивных частях разрезов.Среди пород аллювиально-руслово-дельтового типа преобладают песчаники и алевролиты, для которых весьма характерны косая слоистость, невыдержанность по мощности и преимущественно линзовид-ная форма залегания. Наиболее частое изменение в гранулометрическом составе и количественном соотношении песчаных и глинистых разностей наблюдается среди аллювиально-русловых отложений. Невыдержанность мощности разреза угленосных толщ, низкая сортировка материала, полимиктовый состав и другие особенности определяют неравномерное распределение коллекторских свойств и часто их низкое значение. Наряду с тем, что угленосные и, в особенности, субугленосные отложения - природные резервуары, они и источники.

Природные резервуары передовых прогибов перед горно-складчатыми сооружениями и в межгорных впадинах отличаются по своему составу и происхождению от платформенных. Образуются они в различных условиях более активного чем на платформах тектонического режима. Это приводит к пестроте генетического и минерального состава и накоплению значительных по толщине, часто до нескольких километров, свит. В то же время интенсивная тектоническая дифференциация зон поднятий и прогибов отражается в значительном разнообразии (больших градиентах) мощностей.На орогенических этапах основным формационным комплексом является моласса, которая Обладает практически повсеместной нефте- газоносностью. В особенности это касается нижней молассы (шлира), которую называют также тонкой молассой. Это важнейший нефтегазоносный комплекс передовых прогибов. Среди пород по составу преобладают песчано-глинистые разности. Примерами нижней нефтеносной молассы предгорных бассейнов являются миоценовые толщи в Средне- каспийском и Азово-Кубанском бассейнах.Характер развития бассейнов на заключительном орогенном этапе иногда приводит к возникновению в них соленосных толщ. С последними коррелируются красноцветные толщи, например, в составе моласс Ферганской впадины или свиты верхнего фарса в Месопотамском прогибе. Молассовые комплексы могут содержать также покровы эффузивов.

В последнее время все большее внимание с точки зрения нефтегазоносности привлекают формации континентальных окраин. Нефтегазоносные комплексы формируются здесь в условиях различных тектонических режимов, из которых наиболее характерными являются два. Один из них связан с пассивными, другой - с активными окраинами. Общее для них состоит в том, что они в обоих случаях принадлежат к поясам так называемой лавинной седиментации с повышенными скоростями накопления и большой толщиной отложений. По основным чертам генезиса и в том,и в другом случае можно, выделить образования дельт и континентального склона.Наиболее крупные нефтегазоносные дельтовые комплексы известны на пассивных континентальных окраинах. В структурном отношении дельтовые комплексы приурочены к крупным, поперечным к краю континента, депрессиям, многие из которых развивались на фоне грабенов. Дельтовое тело зачастую перекрывает переходную зону от континентальной к океанической коре. Наиболее крупные нефтегазоносные комплексы известны в дельтах рек Маккензи и Миссисипи в Северной Америке и р. Нигер на западе Африки. Нарастание дельты, наложение тел разных этапов развития определяют разнообразие форм природных резервуаров. Состав пород полевошпатово-кварцевый, размерность и характер отсортированности сильно дифференцированы. Отмечается пестрота и в распределении коллекторских свойств, в промытых отложениях проток они высокие.

Специфические комплексы образовались на тех участках континентального склона, где действовали (а иногда и действуют) высокоскоростные потоки. Наиболее ярко они выражены на активных окраинах, особенно в условиях деструкции и интенсивной вертикальной тектонической дифференциации (наличие уступов, крутых склонов на так называемых бордерлендах). Наиболее изученной в настоящее время в этом отношении является калифорнийская часть континентальной окраины Северной Америки.

Седиментогенез на континентальных склонах приводит к формированию линейно-вытянутых песчаных тел, которые становятся резервуарами для флюидов. С ними связаны месторождения многих прибрежных калифорнийских нефтегазоносных бассейнов. Причина локализации этих тел - интенсивный снос материала с крутых склонов по каньонам до больших глубин с образованием глубоководных конусов - фэнов.Помимо участков континентального склона и подножия в условиях резкой дифференциации подводного рельефа в опущенных по разломам блоках формируются вытянутые глубоководные троговые долины. Поступающий в них материал разносится течениями вдоль осевых частей. В условиях повышенной гидродинамики материал сортируется, при этом глинистые фракции вымываются. Наиболее отсортированный песчаный материал скапливается в центральных осевых частях этих долин. В бассейнах такого типа хорошие коллекторы связаны с относительно глубоководными фациями. Примером являются песчаники репето месторождения Вентура в Калифорнии. Таким образом, условия лавинной седиментации на бордерлендах, связанной с промытостью отложений, приводят к формированию тер-ригенных коллекторов с высокими свойствами.

Глинистые породы составляют неразрывную часть терригенных комплексов, выступая как флюидоупоры, но иногда и как коллекторы. Глинистые коллекторы рассматриваются в особом разделе.

КАРБОНАТНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

Роль, коллекторов нефти и газа в карбонатных породах расценивается в целом высоко. Одни авторы связывают с ними около половины современных мировых запасов УВ, другие поднимают эту величину до 60%. Карбонатные породы при относительной однородности состава характеризуются громадным разнообразием- структур. Кроме того, они сильнее, чем обломочные породы, подвержены вторичным изменениям. Карбонатные образования чутко реагируют на изменения физико-географических, гидрохимических, тектонических (и часто связанных с ними гидродинамических) условий. Это приводит к тому, что в разрезах мы видим большое разнсобразие толщ, относящихся к различным формациям. Карбонатные формации палеозоя широко развиты на древних платформах, на молодых их роль ограничена. Карбонатные толщи формируют протяженные тела, вдающиеся в моря и океаны, относительно мелководные платформы, крупные массивы, в том числе биогермные, атолловые и одиночные кораллово-водорослевые рифы (банки). Особой по образованию толщей является формация писчего мела. И. К. Королюк, говоря о категориях карбонатных формаций, различает их группы по преобладающему биоседиментологическому типу образований. Ею выделены три группы карбонатных формаций:

почти лишенные органогенных построек (ОП);

в которых ОП имеют незначительное развитие (или если они и развиты, то не преобладают);

содержащие большое количество (или объем) ОП и продукты их разрушения.

Первую группу, условно названную "кархем" (И.К. Королюк, 1980 г.), составляют формации, в парагенезе которых преобладают тонкозернистые, тонко- и микрослоистые хемогенные, биохемогенные и реже биогенные известняки и первичные доломиты, а органогенные постройки или отсутствуют, или представлены почти исключительно строматолитовыми биостромами. В эту же группу входят планктоно- генные формации - меловые и глобигериновых известняков.

Вторую группу - группу "карбио" - составляют формации, в парагенезе которых преобладают слоистые детритовые и биоморфные, иногда доломитизированные известняки и вторичные доломиты. Органогенные постройки редки и маломощны, представлены обычно мелкими биогермами. В эту же группу входят толщи оолитовых известняков и слоистых известняков с рассеянными ОП.

Третью группу карбонатных формаций биогермов составляют различные рифогенные формации, которые включают органические постройки разных типов и продукты их разрушения. ,

Особенно богаты углеводородами рифогенные формации окраин платформ и зон сочленения их со структурами подвижных поясов. Именно в такой зоне расположен уникальный Месопотамский бассейн.

Структуры пород-коллекторов.

В зависимости от поставленных целей при изучении пород-кол-лекторов их классифицирование может проводиться по генетическим, литологическим, физическим и другим признакам. Классификации отражают главные черты коллектора как общего характера, так и оценочного. Региональные схемы позволяют правильно ориентироваться в процессе изучения коллекторов при поисковых работах, оценочные - при разведочных. Наряду с региональными немаловажное значение имеют и общие, принципиальные схемы классификации коллекторов.

Общие классификации базируются на генезисе, составе и строении пород, структуре, морфологии и времени формирования порового пространства, однако в них могут и отсутствовать некоторые из перечисленных признаков. Общие классификации, как правило, включают все петрографические типы пород-коллекторов (магматические, осадочные, метаморфические).

Трещинный тип породы-коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Трещинный коллектор обладает низкой трещинной пористостью, обычно не более 2,5-3 %. Вместе с трещинными порами в породе могут быть и межзерновые (межгранулярные),

Классификация коллекторов нефти и газа

Группа пород	Тип коллектора	Вид порового пространства	Литологические разности пород
1	2	3	4
Обломочные	Поровый	Межзерновой	Пески, песчаники, алевриты, промежуточные разности пород
	Трещинный	Трещинный	Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный	Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
		Окончание табл. 3
1	2	3	4
Карбонатные		Межформенный	Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
	Поровый	Внутрифор-менный	Биоморфные известняки
		Межзерновой	Доломитистые и доломитовые хемогенные и криптогенные известняки, доломиты, калькарениты
	Трещинный	Трещинный	Криптогенные доломиты, известняки хемогенные окремненные и глинисто-кремнистые
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный, каверновый	Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса
Глинистые	Трещинный	Трещинный	Аргиллиты известковые, известково-кремнистые
Коры выветривания магматических и метаморфических пород. Кремнистые, сульфатные	Поровый	Межзерновой	Кора выветривания гранитов, гнейсов, сили- циты
	Трещинный	Трещинный	Метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы, ангидриты
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный	Серпентиниты, андезиты

Билет 3 1. Соотношение НГ комплексов и осадочных формаций.

Эпиконтинентальные бассейны, платформенный чехол

Пассивные окраины континентов

Активные окраины континентов

Океаны

Стадии развития

Гумидная зона

Аридная зона

Континентальная окраина (внутренняя часть) — пери-кратонные опускания — миогеосинклинали

Континентальный склон- подножие — окраинные моря; мезогео- синклинапи,

позже - передовые прогибы

Окраинные моря-островные дуги—желоба— эвгеосинклинали, позже — передовые прогибы

Гумидная

Аридная

Конечная

Озерно-аллювиаль-наясероцветная формация с каолинитом, углями; красноцветная с бокситами

Пустынно-озерная красно- или пестроцветная формация с карбонатами и сульфатами

Верхняя континентальная грубая молас-са

Верхняя континентальная груба моласса Вулканогенная моласса

Поздняя 2

Паралическая угленосная формация прибрежных равнин

Красноцветно-эва-поритовая формация лагунного (ка- рабогазского) типа

Нижняя морская моласса с эвксинскойсубформацией

Нижняя морская тонкая моласса

Поздняя 1

Эпиконтинентальная песчано-глинистая или кварцево-пес-чаная формация с глауконитом ¹

Эпиконтинентальная карбонатно- терригенная формация (с субформацие? черных глин)

Терригенный флиш

Терригенный

флиш

■

•

Гемипелагичес- кая терригенно- глинистая формация

Зрелая

Эпиконтинентальная

Эпиконтиненталь

1 1 Неритич

ескаяНеритическая

Карбонатный

Пелагические гли

карбонатная (извест-

ная карбонатная

кремнисто-

карбонатная

флиш

нистая и крем-

няково-мергельная)

(известняково-

глинистая

формация

нисто-глинистая

формация

доломитовая)

фосфорито-

(кокколито-

формации абис

формация

носная фор

форидовая и

сальных котло

мация

форамини-

вин

феровая с суб

формацией

барьерных рифов

Ранняя 2

Эпиконтинентальная

Эпиконтиненталь

Пестроцветная

Битуминозная

Терригенный

Формации пелаги

песчано-глинистая

наякарбонаты-тер-

глинистая фор

песчано-глинис-

флиш

ческихизвестня

или кварцево-пес-

ригенная форма

мация с магне

тая формация

ков и известня

чаная формация с

ция с субформа

зиальными

с субформаций

ковыхтурбиди-

глауконитом

цией черных

силикатами

черных глин и

тов срединных

глин

терригенно-кар-

хребтов подня

бонатная форма

тий в пределах

ция

талассопленов

Ранняя 1

Параличёскаяугле

Красноцветно-

Параличёская

Эвапоритовая фор

Сланцево-

Эдафогенная

носная формация

эвапоритовая

угленосная

мация зрелого

граувакко-

формация

прибрежных

формация ла

формация зре

рифта (красно-

вая (аспид

рифта

равнин

гунного (кара-

лого рифта

морского типа)

ная) форма

Металлоносная

богазского)

ция

(эксгаляционная)

типа

формация рифто-

Начальная

Озерно-аллюви-

Пустынно-озер

Континен

Обломочная фор

вых зон

альнаясероцвет-

ная красно- или

тальная поло-

мация зон (грабе-

ная формация с

пестроцветная

дых рифто-

новая)

каолинитом, уг

формация с кар

вых

Красно- или

лями; красноцвет-

бонатами и суль

Сероцветная

пестроцветная

—.

ная с бокситами

фатами

Красноцветна;

Основные этапы преобразования НМП.

Билет 4

1. Основные НГ комплексы терригенных пород

ТЕРРИГЕННЫЕ КОМПЛЕКСЫ

2. Р-Т аномалии в разрезе НГБ

Билет 5 1. Основные типы коллекторов и резервуаров карбонатных толщ.

Оценочно-генетическая классификация карбонатных пород-коллекторов*, содержащих газ и нефть

				Остаточная
р У п п	К л а	Абсолютная проницаемость	Открытая пористость,	водонасышен-ность, % от объема пор		Потенциальный коэффициент	Тип коллектора	Полезная емкость и фильтра	Текстурно-структурная характеристика
р У п п	с	Д (дарси)	%	пределы		газонасыщенности	Тип коллектора	ционные свойства	Текстурно-структурная характеристика
а				нижний	верхний	газонасыщенности		ционные свойства
А	I	0,1-0,5	25-35	5	10	0,95-0,9	кавернопо-" ровые	высокие	Биоморфные, органогенно-детритовые, комковатые, слабо сцементированные (цемента до 10%), рыхлая упаковка фрагментов; поры седиментационные, увеличенные выщелачиванием до каверн
	II	0,5-0,3	16-30	10	20	0,95-0,8	кавернопо-" ровые
Б	III	0,3-0,1	12-28	12	22	0,88-0,78	поровый,	средние	Органогенно-детритовые, слабо пере
	IV	0,1-0,55	12-25	16	30	0,84-0,7	трещино- поровый		кристаллизованные, сцементированные (цемента 10-20%) поры седиментационные и реликтовые
	V	0,05-0,01	12-25	20	38	0,08-0,62			Органогенно сгустково-детритовые, плотно сцементированные и сильно перекристаллизованные; упаковка фрагментов плотная; пустоты реликто- во-седиментационные, выщелачивания, перекристаллизация
В	VI	0,0-0,001	Параметры матрицы 6-10 \| 35 \| 55			0,65-0645	порово- трещинный	низкие	Пелитоморфн-микрозернистые, сгуст-ково-детритовые, сильно перекристаллизованные с плохо различимыми форменными элементами; пустоты выщелачивания (единичные), возможно, реликтово-седиментационные.
	VII	0,300-0,02	Параметры трещин 1-3 \| - \| -			1,0	преимущественно трещинный
			Параметры матрицы				преимущественно трещинный
		0,001-0,0001	2-5	60	100	,—
		0,300-0,02	Параметры трещин 1,0-4,5 \| - \| -			1,0	каверново- трещинный	•

2. Основные типы пустот в породах

По составу (группа)	По структуре (признак рода)	Петрографические виды пород	Вид певич-ной порис-тости	Вид вторичной пористости	Класс коллектора	Тип колек-тора
1	2	3	4	5	6	7
Силикалиты	Ангуло-псефитовая	Брекчии, дресвяники, конгломераты и гравелиты	Межзерновая	Межзерновая (остат.), трещинная, каверновая (в кар-бонатном цементе)	Поровый, трещинный, порово-трещинный, порово-ка-верновый	Простой
	Сферо-псефитовая
						Сложный
	Псамми-товая	Пески и песчаники
	Алеври-товая	Алевриты и алевролиты
	Пелито-вая	Глинистые породы различного состава	-	Трещинная	Трещинный	Простой
	Гелево-аморфная
Карбонатолиты	Ангуло-псефитовая	Брекчии, дресвяники, конгломераты и граве-литы	Межзерновая	Межзерн. (остаточн. и эпигенетическая), трещинная, каверновая	Поровый, порово-трещинный, трещинно-поровый, порово-каверновый	Простой
	Сферо-псефитовая					Сложный
	Псамми-товая	Карбонат-ные песчаники, кальклититы
	Алеври-товая	Карбонат-ные алев-ролиты

Окончание табл. 7

1	2	3	4	5	6	7
Карбонатолиты	Кристаллитовая	Микрито-вые и зер-нистые из-вестняки и доломиты	-	Межзерновая (эпигенетическая), трещинная, каверновая	Поровый, трещинно-поровый, трещинный, трещинно-каверновый каверновый	Сложный
	Сферо-агрегат-ная	Оолитовые, глобулярные, сфероагрегатные, пеллетовыеизвес-тняки и доломиты	Межзерновая (межформенная), внутриформенная	Межзерновая/ межформенная (остаточная и эпигенетическая), внутриформенная (остаточная и эпигенетическая), трещинная, каверновая	Поровый, трещинно-поровый, трещинный, трещинно-каверновый каверновый
	Биолитовая	Строматолитовые, он-колитовые, каркасные, бентоморфные, планктономорфные, детритово-шла-мовыеиз-вестняки и доломиты	Межзерновая (межформенная), внутриформенная

Билет 6 1. Типы природных резервуаров.

Понятие «природный резервуар» было введено в нефтяную геологию давно. По-видимому, наиболее широко его стали употреблять известные геологи-нефтяники А.И. Леворсен (США) и И.О. Брод (СССР).

Под природным резервуаром И.О. Брод понимал природное тело определенной формы, во всем объеме которого происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением скоплений нефти и (или) газа в определенных местах — ловушках. А.И. Леворсен же под резервуаром понимал только ту часть пласта, которая занята залежью. Подход И.О. Брода, по-видимому, является более широким и правильным. Он выделил три крупных группы природных резервуаров: пластовые, массивные и литоло-гическиограниченные со всех сторон. Эти названия более или менее условные и требуют дополнительного пояснения (рис. 6.1).

Под пластовыми резервуарами понимаются тела в слоистой толще, протяженность которых по латерали намного больше их мощности. Протяженность таких тел может достигать десятков километров, а мощность (толщина) — первых или десятков метров. В кровле и подошве они ограничены плохопроницаемыми породами. В большинстве случаев гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а отбор флюидов в нескольких локальных участках слабо сказывается на общих энергетических ресурсах резервуара (достаточно быстро восстанавливаются плас-

Рис. 6.1. Природные резервуары: а — пластовый, б — массивный однородный, в — массивный неоднородный, г — литологи- чески ограниченный, д — литологически ограниченный в погребенной речной долине, е — пластово-массивный. Породы: / — непроницаемые, 2 — проницаемые, 3 — размыв

товые давления и др.). Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта.

Под массивными природными резервуарами понимаются такие тела, размер которых по разным направлениям примерно сопоставим. Это обычно какие-то рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки и выступы другого происхождения Размеры их значительно различаются: от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и в других направлениях. Существеннуюpojii. в массиве имеет вертикальная дифференциация флюидов по плотности. Основное значение имеет перекрытие плохопроница-емыми породами сверху. При наличии общего нефтегазоводяного контакта в нескольких пластовых резервуарах, т.е. их гидродинамической связи, можно говорить о пластово-массивном резервуаре (см. рис. 6.1, ё).

Наиболее крупную группу образуют резервуары, литологичес-ки ограниченные со всех сторон. В наиболее простом случае это песчаная линза в глинистой толще или какой-то участок повышенной трещиноватости или кавернозности в массиве осадочных или изверженных пород. Другим примером является погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритовыми аллювиальными осадками (см. рис. 6.1, г, д).

2. Виды пористости.

Билет 7 1. Классификация терригенных коллекторов.

2. Условия сохранности пористости при катагенетическом преобразовании пород.

Сохранение пористости при погружении в обломочных породах зависит прежде всего от способа их образования. Наиболее промытые отсортированные породы высокоэнергетических обста-новок, состоящие из однородного материала устойчивых минералов, имеют жесткий скелет и дольше всего сохраняют свои первичные свойства. Это относится не только к русловым и баровым отложениям, но и к телам склоновых скоростных зернистых потоков.

Размер зерен определяет и размер пор, что влияет на проницаемость. Тонкозернистым осадкам с микропорами характерна низкая проницаемость, особенно если они образовались в низкоэнергетической среде. В них же обычно отмечается и повышенное содержание более пластичных зерен (обломки пород, слюды), которые сминаются при росте нагрузки. Это, например, пойменные осадки или отложения тех частей дельты, которые разделяют протоки (иногда их называют переплетающимися отложениями, так как тиховодные струи меняют направления). Песчаники, образовавшиеся в активных зонах каналов русел и проток, имеют более высокие емкостные и фильтрационные характеристики.

Билет 8 1. Влияние катагенетических процессов на изменение коллекторских свойств терригенных пород.

После завершения седиментации пористость образовавшегося песчано-алевритового осадка можно назвать гипергенно-седиментационной (И. А. Конюхов, 1963 г.). Все последующие процессы диагенеза и катагенеза будут способствовать преимущественно ее уменьшению, сокращению свободного порового пространства. Происходит дальнейшее уплотнение пород, гидратируются и разбухают слюды, увеличивается количество цемента, возникают аутигенные минералы. Лишь некоторые процессы способствуют сохранению пористости и даже ее увеличению (например, выщелачивание вещества неустойчивых минералов).

Наиболее существенно влияющими на коллекторские свойства терригенных пород являются уплотнение, цементация, растворение и разложение минералов, аутигенное минералообразование, в том числе изменения в составе глинистой примеси, перекристаллизация, регенерация, катаклиз и бластез. Все процессы тесно связаны друг с другом. Уплотнение сначала достигается за счет более тесной экономной упаковки . На первом этапе происходит гравитационное уплотнение пород

при сохранении их первичных структурных и текстурных признаков. При дальнейшем росте нагрузки жесткий скелет испытывает лишь упругие сжатия до определенного предела, после которого он начинает разрушаться, первичная обломочная структура изменяется. В контактных точках, где давление особенно в е л и к о , происходит частичное растворение минерального вещества. Количество и тип цемента сильно влияют на емкость терригенных коллекторов. Как уже говорилось, цемент может быть синхроничен обломочным зернам это сингенетичный цементирующий материал. Но цемент может проникнуть в пористую среду и после отложения

осадка при его диагенезе и последующем катагенезе. Цемент в обломочных породах представлен следующими минеральными образованиями: 1) глинистыми минералами; 2) железистыми веществами; 3) карбонатами; 4) кремнистыми веществами (в том числе в результате переотложения SiO2 окремнения); 5) сульфатами; 6) фосфатами и др. Развитие процессов цементации при диагенезе и катагенезе прежде всего связано с поступлением в пористые породы все новых порций погребенных вод из глин по мере уплотнения последних. В глине воды очень много особенно вначале, в глинистой суспензии, до 80¾ объема. А в сухих сланцеватых аргиллитах остается 4 5 % . Отжатая вода из глин со всеми разнообразными растворенными

солями почти полностью переходит в выше- и нижележащие пористые породы. Тут надо иметь в виду два фактора: 1) минеральный состав глин, который влияет на отдачу воды (при прочих равных условиях каолинитовые и гидрослюдистые глины отдают воду быстрее, чем монтмориллонитовые); 2) соотношение глин и песков в разрезе. Маломощные песчаные пласты в глинистых толщах полностью зацементированы до степени сливных песчаников, а в средних частях мощных песчаных пачек при малом количестве глин в разрезе остаются свободные поровые пространства.

В о з н и к н о в е н и е в т о р и ч н о й п о р и с т о с т и . К о л л е к т о р ы на б о л ь ш и х г л у б и н а х . Все перечисленные выше процессы определяют генеральную тенденцию снижения пористости пород с глубиной и повышения их плотности. Часто приходится наблюдать, что на глубинах 3,5-4 км пористость ничтожно мала. Однако отмечается все больше и больше случаев, когда на глубинах 6 - 8 км емкостные характеристики пород достаточно велики. Открытая пористость песчаников продуктивной толщи на площади Булла-море в Азербайджане составляет 15-18% на глубине более 6,2 км. Примерно такие же величины на шестикилометровых глубинах известны и на других

морских площадях в пределах Апшеронского порога. В США в штатах Аризона и Техас вскрыты удовлетворительные коллекторы на глубинах 8 км. По-видимому, в подобных случаях можно говорить либо о сохранении удовлетворительных свойств при погружении на большие глубины, либо о формировании дополнительного нового пустотного пространства - вторичной пористости, что выражает процесс разуплотнения пород на глубине.

Возникновение или сохранение новой пористости на больших глубинах зависят от очень многих факторов, воздействие некоторых из них мы только начинаем раскрывать. Причины этих явлений связаны с обстановкой формирования осадков, с взаимовлиянием толщ, выполняющих осадочный бассейн, с различными литогенетическими процессами.

Нам известна обстановка формирования достаточно отсортированных песков из окатанного материала на малых глубинах шельфа. В зависимости от состава (более мономинеральный или более полимиктовый) дальнейшее постседиментационное преобразование этих песков (и пористости в них) происходит с разной степенью интенсивности,

химически разнородный материал более реакционноспособен, и преобразования в полимиктовых песчаниках идут активнее. Но в подавляющем большинстве случаев песчаные породы относительно мелководного происхождения изменяются и сильно цементируются уже на глубинах порядка 2,5-3 км. Исключением могут служить пески верхнего

уровня лавинной седиментации Существенным фактором сохранения высоких коллекторских свойств является набор формаций в осадочном нефтегазоносном бассейне. Физические свойства различных толщ сильно отличаются по

способности к уплотнению, фильтрационным характеристикам, теплопроводности и т. д. Большую роль играют толщи с высокой теплопроводностью, прежде всего соленосные и некоторые кремнистые. Они способствуют более ускоренному перераспределению тепла в породах осадочного бассейна, как бы "выводят" его с больших глубин вверх, выхолаживают эти глубины, или, как говорят, создают эффект холодильника. Влияние это достаточно заметно. Если при среднем геометрическом градиенте на глубине 5 км температура достигает примерно 150°С, то при наличии соленосной толщи в породах под ней на той же глубине температура равняется примерно 100-1100C Это различие очень большое, если учесть то, что температура для начала и полноты протекания химических реакций служит основным фактором. В связи

с этим под нижнепермской соленосной толщей в Прикаспийской впадине пористость нижележащих пород составляет 20-23%, а проницаемость до 140·10-15 м . Мощные перекрывающие глинистые толщи, так же как и соленосные, оказывают существенное влияние на свойства подстилающих пород и в другом отношении: затрудняя отток образующихся

продуктов химических реакций, они способствуют добавочному повышению давлений на глубине, вследствие чего могут создаваться зоны аномально высоких пластовых давлений - АВПД. Здесь проявляется механическое влияние флюидов, они как бы распирают пласты изнутри, сохраняя пустоты от сжатия. Кроме того, повышение давления, затрудненный уход образовавшихся продуктов замедляет и химические реакции. Пористость песчаников палеозойского возраста, вскрытых Бийкжальской скважиной в Прикаспии в зоне АВПД на глубинах от 5,3 до 5,5 км, составляет 9,6-13,5%, в то время как близкие по составу породы мезозоя в Аралсорской скважине на глубинах 4,15-4,2 км, где нет АВПД, характеризуются пористостью 8,7-11,5%

2. Типы пустот в карбонатных породах

Кроме того, в карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе за счет процессов растворения (каверны, микрокарстовые и стилолитовые полости).

В карбонатных породах отмечаются все виды пустот (табл. 15). В зависимости от времени возникновения они могут быть первичными (седиментационными и диагенетическими) и вторичными (постдиагенетического происхождения). В органогенных карбонатных породах к первичным относятся пустоты виутрираковинные (в широком смысле

- внутриформенные), реликтовые, а также межраковинные. Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, метасоматоза (в основном доломитизации и раздоломичивания), стилолитизации, образования трещин. Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от генетического типа породы. Среди карстовых явлений следует отметить некоторые особые случаи, имеющие локальное и региональное значения. Одним из примеров подобных явлений служит хемобиогенная коррозия, проявляющаяся

в случае развития микрофлоры на ВНК, которая создает кислую среду, повышает ее агрессивность и способствует растворению карбонатов. Другим примером является развитие карста под влиянием углекислоты, образующейся при разрушении нефтяной залежи. В обоих случаях переотложение растворенного карбоната кальция ниже подошвы

залежи приводит к изоляции последней от остальной части пласта. Особую проблему представляет развитие глубинного карста (гипокарста). Это явление связывают с различными процессами, при которых в глубинных зонах осадочного чехла происходит хотя бы кратковременное раскрытие трещин, в результате чего увеличивается поступление CO2 с глубин и, как следствие, развивается глубинный карст с образованием коллекторов. Очевидно, на развитие гипокарста

влияет и достижение состояния неустойчивости кальцита при погружении (о чем говорилось в предыдущей главе).

В пределах основных генетических групп карбонатных пород можно выделить определенные структурные разности пустот. Среди биоморфных разностей органогенных известняков, например, в рифах нижнепермского возраста в Предуралье, развиты внутрираковинные и межраковинные пустоты. В рифах выделяются "ситчатые" известняки с пористостью (пустототностью) до 60%, сложенные кораллами, мшанками, брахиоподами (см.рис. 36), "губчатые" крупнодетритовые известняки (с пористостью 40- 45%), часто кавернозные и малопористые известняки с отдельными

порами и кавернами, чаще всего выщелачивания. Все разновидности известняков выделяются внутри рифового массива. Ситчатые и губчатые группируются в зоны повышенной пористости. Образование ее в этих зонах часто связано с выведением пород на поверхность и выветриванием. Дебиты скважин в разных частях рифов резко различаются.

Среди фитогенных известняков выделяются строматолиты, имеющие широкое развитие в породах кембрийского, вендского и рифейского возраста. Скелетные остатки этих организмов имеют пустоты и могут быть коллекторами.

Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (в основном доломитизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды

более активно растворяют доломит и т. п. Анализ изменения фильтрационно-емкостных параметров, определяемых в том числе и выщелачиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурногенетическими типами пород. Хорошим примером в этом отношении является крупный рифовый массив раннепермского и каменноугольного

возраста, расположенный в северной бортовой части Прикаспийской впадины.

Билет 9 1. Влияние литогенетических процессов на формирование коллекторских свойств в карбонатных породах.

По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отличаются от терригенных, прежде всего это касается уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твердые образования

и далее не уплотняются. Мелководные осадки из форменных элементов (обломков раковин) литифицируются в диагенезе очень быстро. Пористость несколько сокращается, но вместе с тем значительный объем порового пространства "консервируется. Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, метасоматоза (в основном доломитизации и раздоломичивания), стилолитизации, образования

трещин. Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от генетического типа породы. Перерывы в осадконакоплении, имеющие региональное значение с выводом отложений на поверхность, играют большую роль при

формировании зон высокоемких коллекторов. Под поверхностью размывов и несогласий в массивах карбонатных

пород часто можно встретить закарстованные зоны, связанные с выветриванием и выщелачиванием. В пределах нефтяных месторождений к этим зонам приурочены высокопродуктивные горизонты. Вдоль трещиноватых зон растворение происходит до больших глубин, в Камском Приуралье оно отмечается на глубинах до 1,0 км. Среди карстовых явлений следует отметить некоторые особые случаи, имеющие локальное и региональное значения. Одним из примеров подобных явлений служит хемобиогенная коррозия, проявляющаяся в случае развития микрофлоры на ВНК, которая создает кислую среду, повышает ее агрессивность и способствует растворению карбонатов. Другим примером является развитие карста под влиянием углекислоты, образующейся при разрушении нефтяной залежи. В обоих случаях

переотложение растворенного карбоната кальция ниже подошвы залежи приводит к изоляции последней от остальной части пласта. Особую проблему представляет развитие глубинного карста (гипокарста). Это явление связывают с различными процессами, при которых в глубинных зонах осадочного чехла происходит хотя бы кратковременное раскрытие трещин, в результате чего увеличивается поступление CO2 с глубин и, как следствие, развивается глубинный

карст с образованием коллекторов. Очевидно, на развитие гипокарста влияет и достижение состояния неустойчивости кальцита при погружении (о чем говорилось в предыдущей главе). Обломочные карбонатные породы в структурном отношении отличаются от перечисленных групп. В принципе они сходны с обычными кластическими породами, но по характеру преобразований тяготеют к известнякам. Из числа вторичных процессов важнейшее значение имеют цементация, перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание, кальцитизация, сульфатизация. Цементация может начаться очень рано и происходить быстро, как это было хорошо видно на примере бич-рока Гавайских островов. Кальцитовый цемент выкристаллизовывается из морской воды, заливающей пляж, и за счет частичного растворения

нестойких минералов. Пляжный карбонатный песок может отвердевать за несколько дней. Подобная почти мгновенная литификация происходила и в прошлые времена. Дальнейшая судьба оставшихся в каркасе такого "литификата" пустот может быть различна. При перекристаллизации происходит существенное изменение структуры и текстуры пород. В целом этот процесс направлен в сторону увеличения размеров кристаллов. Если при перекристаллизации часть вещества

выносится, пористость возрастает. Наибольшей вторичной пористостью обладают неравномерно перекристаллизованные породы. Рост крупных кристаллов способствует образованию микротрещин. Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (в основном доломитизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды

более активно растворяют доломит и т. п. Анализ изменения фильтрационно-емкостных параметров, определяемых в том числе и выщелачиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурно-генетическими типами пород. Хорошим примером в этом отношении является крупный рифовый массив раннепермского и каменноугольного

возраста, расположенный в северной бортовой части Прикаспийской впадины. Месторождение Карачаганак находится под соленосной кунгурской толщей на глубинах от 3750 до 5400 м. В продуктивной толще преимущественным развитием пользуются биогермные и биоморфно-детритовые известняки. В меньшей степени развиты хемогенные и

органогенно-обломочные разности, присутствуют доломиты, как продукты замещения известняков. По фациальной принадлежности различаются породы ядра биогерма, склоновых фаций, внутририфовой лагуны и шлейфовые отложения. Это обычная схема строения всех рифовых массивов. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают

породы ядер биогермов, а также отложения склоновой фации раннекаменноугольного возраста, залегающие уже на глубине порядка 4,8-4,9 км. Для них характерны значения пористости от 10 до 23% и проницаемости (100-500)·10- 1 5 м 2 . Такие высокие свойства на больших глубинах определяются тем, что широко развитые процессы растворения

привели к формированию линзовидных крупнопористых зон с унаследованной кавернозностью. Аналогичные рифовые и предрифовые фации меловых отложений в Мексике в зоне Ла-Реформа являются основой для формирования хороших коллекторов с пористостью от 14 до 26% и проницаемостью в десятые доли квадратного микрометра. Доломитизация (и обратный процесс раздоломичивания) является одним из ведущих факторов при формировании коллекторов. На

образование доломита влияет соотношение в воде магния и кальция и общая величина солености. При более высокой концентрации солей требуется и большее количество растворенного магния. В процессе диагенеза доломит возникает за счет своих предшественников, таких, как магнезиальный кальцит. Первичная диагенетическая доломитизация не имеет существенного значения для формирования коллекторских свойств. Метасоматическая доломитизация в катагенезе более важна для преобразования коллекторов. Для доломитообразования необходимо поступление магния. Источники его могут быть различны. Одним из главных являются рассолы, связанные с соленосными толщами. Действительно, на примере Припятского прогиба можно видеть, что между составом рассолов и интенсивностью вторичной доломитизации устанавливается достаточно отчетливая зависимость. В тех стратиграфических зонах, где девонские карбонатные породы наиболее сильно доломитизированы, содержание магния в рассолах резко падает, он использовался для образования доломита. При катагенетических процессах в условиях повышенных температур растворы теряют свой магний, обменивая его на кальций вмещающих пород, как следует из хорошо известных реакций Гайдингера и Мариньяка.

Например, по Мариньяку:

2CaCO 3 ( T B )+MgCl 2 ( р = р ) =СаМg(С03 ) 2 ( т в ) + CaCl 2 ( p = p ) .

При этом происходит уменьшение объема, занятого доломитом, по отношению к объему кальцита; 2 моля исходного кальцита занимают объем 73,8 см3 , а 1 моль образовавшегося доломита - 64,8 см3 . При катагенетической доломитизации особенно заметно увеличение пористости, так как процесс идет в породе с жестким скелетом, которая трудно поддается уплотнению. Общий объем породы сохраняется, а пустотность в ней за счет доломитизации повышается.

Обратный процесс раздоломичивания (дедоломитизации) особенно распространен в приповерхностных условиях. Наиболее активно он проходит в разрезах, где доломиты содержат прослои сульфатов. При просачивании вод магний доломитов в растворах соединяется с радикалом SO4^2-и выносится в виде легко растворимого MgSO4. Происходит

увеличение пористости пород. Образование кальцита по более плотным кристаллам доломита также способствует возникновению микротрещиноватости. Но перенос сульфатов водами нередко приводит и к противоположным

результатам с точки зрения качества коллекторов. Легко растворимый CaSO4 также легко выпадает в осадок и запечатывает поры. Так же может влиять и кальцитизация, которая часто выражается в наращивании регенерационных каемок и сужении порового пространства.

2. Способы определения общей пористости

объемный метод выражается отношением объёма всех пор к общему объёму горных пород (в долях единицы или процентах).

Общая пористость определяется по методу Мельчера на основе данных о минералогической плотности зерен этой породы d и объемной плотности породы ϭ. Цля изучения последней исследуется образец неразрушенной породы. Минералогическая плотность определяется на основе исследования дезинтегрированных зерен той же породы,

свободное пространство между которыми заполнено дегазированной водой. Формула для расчета общей пористости:

Точность определения зависит главным образом от степени минералогической однородности породы, количества и состава цемента.

Билет 10 1. Типы карбонатных пород, их классификации по Фолку, Вишнякову, Швецову, Данему.

(по С. Г. Вишнякову, 1933)

Порода	Содержание, масс.%
Порода	CaCO₃	CaMg(СO₃)₂
Известняк	95-100	0-5
Известняк доломитистый	75-95	5-25
Известняк доломитовый	50-75	25-50
Доломит известковый	25-50	50-75
Доломит известковистый	5-25	75-95
Доломит	0-5	95-100

Таблица 6. Классификация карбонатных пород по Р. Ж. Данэму (Dunham, 1962)

Первично-осадочная структура распознаваема					Первичная структура не распознаваема
Первичные компоненты не были скреплены во время отложения				Первичные компоненты были скреплены во время отложения	Кристаллическая карбонатная порода Разделяются по физическим показателям структурных элементов: размеру, морфологии кристаллов и др.

Порода содержит ил (частицы пелитовой или мелкоалевритовой размерности)			Порода не содержит ила и состоит из опирающихся друг на друга зерен	Автохтонный известняк, первичные компоненты которого связывались организмами в процессе осаждения; остатки организмов находились в процессе роста
Опорой породы является ил		Зерна опираются друг на друга

Зерен менее 10 %	Зерен более 10 %






Мадстоун	Вакстоун	Пакстоун	Грейнстоун	Баундстоун

Генетическая классификация известняков ( по М.С. Швецову).

Исходя из генезиса:

1. Безусловно органогенные

2) Химические и бактериальные (оолитовые, микрозернистые)

3) Обломочные

4) Неизвестного происхождения (микрозернистые)

5) Перекристаллизованные (вторичные)

Структурная классификация известняков.

1)Преобладает цементирующий материал:

а) Явно органогенные

б) Хемогенные

в) Явно обломочные

2) Преобладает основная масса:

а) Биоморфные

б) Биоморфно- детритовая. 2. Способы определения открытой пористости

метод экспресс пор(газ), пористость по Преображенскому (насыщение образца и взвешивание в воздухе,жидкости и т.д.). Определение открытой пористости производится по методу Преображенского путем сравнения массы сухого mо б р и насыщенного керосином mо б р . к е р образцов. Разница в массах дает представление о количестве керосина, поглощенного образцом, а с учетом плотности керосина - представление о его объеме, т. е. объеме заполненных пор. Предварительно экстрагированные и высушенные до постоянной

массы при 105°С образцы вакуумируют. Затем их погружают в вакуумированный же керосин. Погружение происходит медленно, чтобы насыщение произошло за счет капиллярной пропитки и постепенно пропитывались все возможно более тонкие капилляры. Определив массу насыщенного керосином образца в керосине mк е р . к е р . и сравнив с массой насыщенного образца в воздухе, можно получить объем образца на основе закона Архимеда. Коэффициент открытой пористости можно рассчитать по формуле:

Существуют и другие способы определения открытой пористости (на приборе Владимирова и др.) на основе использования основного уравнения состояния газов P0V0=P1V1 . Зная объем вошедшего газа и давление, можно определить объем при атмосферном давлении.

Методы определения открытой пористости по методу Преображенского, так же как и общей пористости по методу Мельчера, не лишены недостатков, которые приводят к погрешностям. Они связаны с тем, что не все пустоты заполняются жидкостью, кроме того она может вытечь из поверхностных пустот, особенно если они крупные.

При плотной малопористой породе внешняя остающаяся на образце пленка керосина, если она не будет удалена, может быть соизмерима с объемом керосина, вошедшим в образец.

Билет 11 1. Формирование пустот в биогермах, ракушняках, водорослевых известняках

Остатки биогермов с самого начала представляют практически твердые образования и далее не уплотняются

В органогенных, ораганогенно - обломочных и обломочных породах связь

первичной и вторичной пористости выразится в общем виде в том, что при

одинаковой направленности процесса наиболее интенсивно будут выщелачиваться

разности с высокой пористостью и благоприятной стру-ктурой пустот. При этом

еще более усугубится анизотропия карбонатных толщ, проницаемость одних

пластов возрастет за счет каверен, других - останется по - прежнему низкой.

Развитие вторичной пористости будет происходить за счет расшире-ния

уже существующих поровых каналов, увеличения размера и сообща-емости их,

иными словами это будет унаследованная вторичная порис-тость, образующаяся

в пористо - проницаемых породах.

Основное различие вторичной пористости заключается в том, что в

хемогенных породах она вновь образуется в плотной непроницаемой мат-рице, а

в органогенных, органогенно - детритовых - это унаследованная пористость,

развивающаяся по хорошо сообщающимся поровым каналам с высокой

фильтрационной способностью. Указанное различие определяет тип коллектора.

Детальные исследования коллекторских свойств карбо-натных пород различного

состава и генезиса паказали тесную взаимосвязь рассмотренных параметров и

выявили, что в зависимости от гидрохими-ческой зональности происходит более

интенсивное выщелачивание то известняков, то доломитов.

Зона хлоридных рассолов характеризуется ничтожным развитием процессов

выщелачивания карбонатных пород. В этой зоне практически не происходит

дополнительного формирования пустот.

Зона сульфаьтных вод оказывает значительно большее влияние на

развитие вторичной пористости. Прежде всего сульфатные воды находятся в

зоне более интенсивного водообмена, а растворяющая способность этих вод по

отношению к породам различного состава неодинакова. Растворимость доломита

и кальцита в зоне сульфатных вод различна. Образование вторичной пористости

известняков под воздействием этих вод затруднено, и не редко происходит

залечивание пористости за счет выпадения углекислого или сернокислого

кальция.

Зона сульфатных вод благоприятна для выщелачивания доломитов, но

развитие вторичной пористости происходит главным образом не в пер-вичных, а

в диагенетических доломитах, первичная пористость которых значительно выше.

Таким образом, в зоне сульфатных вод происходит из-бирательное развитие

вторичной пористости преимущественно в доломи-тах.

Гидрокарбонатные воды находятся в зоне активного водообмена. Кроме

того, эти воды недонасыщены главнейшими соединениями, входя-щими в состав

карбонатных пород. В связи с этим в данной зоне формиро-вание вторичной

пористости происходит весьма интенсивно, особенно в тех разностях

карбонатных пород, которые отличаются высокой первич-ной пористостью и

благоприятным строением порового пространства. Развитие эпигенетической

пористости затруднено в первичных доломитах, хемогенных известняках, а

также в диагенетических доломитах компак-тной структуры, т.е. в породах со

сложным строением порового простран-ства. Наиболее интенсивно развитие

вторичной пористости протекает в известняках. В отличие от зоны сульфатно -

кальциевых вод раствори-мость кальцита в зоне гидрокарбонатных вод очень

часто превышает рас-творимость доломита.

2. Хар-ки структуры порового пространства (???)

Под структурой порового пространства понимается характер распределения пор по размерам, конфигурация и взаимное расположение пор.

С точки зрения “вида” конфигурации пор:

1) Сверхкапиллярные поры:

характерны для слабосцементированного галечника, гравия, среднезернистых песков, зон выщелачивания, карст.

Поверхность взаимодействия на ед. объема – мала.

Капиллярные:

Существенное взаимодействие, поверхностное натяжение препятствует движению флюидов. В таких объектах делают ПХГ.

Характерны сцементированным породам, доломитам.

Субкапиллярные:

_Поры могут быть заполнены прочносвязывающей жидкостью, нефтью.

Глины, мелкокристаллические известняки, доломиты и т.д.

Микропоры:

Нефть в таких порах неподвижна.

Типы пор пространства: Межзерновых, межзерново-трещинных, трещинных, трещинно-каверновых и каверновых. ХАРАКТЕРИСТИКИ :удельная поверхность, средний диаметр,

Характер взаимного расположения пустот, размеры, особенности их внутреннего строения мы называем структурой пустотного (порового) пространства. От этого фактора, по-видимому, наиболее существенно зависит одно из важнейших свойств коллекторов - проницаемость. Структура влияет на характер расположения нефти в пласте и косвенно (через остаточную воду) даже на ее количество. Структура пустот зависит от способа расположения материала, характера и степени его преобразования, количества, характера и распределения цемента. Зерна и агрегаты в породе могут иметь весьма различные размеры и форму и по-разному соотноситься друг с другом. Сочетание трещиноватости и процессов растворения могут образовывать системы пустот, отличные от первичной. Порода может быть высокопористой, но при этом поры бывают столь мелкими, а каналы столь извилистыми, что фильтрационные способности оказываются весьма низкими. И наоборот, несколько прямоточных каналов при низкой пористости обеспечивают высокую проницаемость. В реальных породах возможны своего рода парадоксы. Высокая степень окатанности зерен в породах, близких к моделям песков из идеальных шариков, определяет и лучшие коллекторские свойства. В реальной же породе в зависимости от способа укладки угловатые, неправильной формы зерна (или обломки

раковин) могут состыковаться таким образом, что упаковка будет очень рыхлая. Встречаются варианты таких упаковок, при которых пористость, несмотря на то, что порода состоит из угловатых неотсортированных зерен, составляет около 40%. Породы эти обычно не испытывали достаточного уплотнения. Форма пустот различна у различных типов пород. В органогенных известняках, например, преобладают иногда ячеистые пустоты (кораллово-мшанковые рифовые массивы). У терригенных пород из хорошо окатанного и отсортированного обломочного материала поры имеют форму, близкую к ромбоидальной, тетраэдрической и др. У пород с жесткими связями, испытавшими тектонические напряжения, пустотное пространство может быть представлено полостями, образованными трещинами. Как по разрезу, так и в пределах одной толщи, вид пустотного пространства может изменяться в зависимости от того, в какой

зоне катагенеза находится порода. При анализе структур пустот целесообразно рассматривать и измерять следующие параметры: размеры и распределение по размерам; соотношение пор и каналов; площадь поверхности пустот (внутренняя поверхность); извилистость каналов и др. Пустотное пространство лучше всего изучать визуально прямыми

методами, определяя размеры разных элементов и их соотношение. Поры могут быть достаточно крупными, а соединяющие их канальцы очень тонкими. Это нередко бывает в карбонатных породах. Поры и каналы измеряют по фотографиям шлифов. За размер пор можно принимать диаметр наибольшей вписанной окружности, а за размер каналов - среднюю их ширину. По полученным в шлифах замерам строят кривые распределения пор и

каналов по размерам. Взаимное расположение кривых позволяет сделать выводы относительно взаимосвязи пористости и проницаемости. Если каналов мало и они мелкие, то проницаемость низкая,и наоборот. В шлифах обычно изучаются также типы контактов между зернами. Отношение числа контактов к количеству зерен или площади шлифа отражает плотность упаковки. Большое значение имеет характер контактов, степень вторичных изменений в них, количество вторичных контактов. Уплотнение приводит как к изменению типов контактов, так и к уменьшению пористости.

П. П. Авдусин и М. М. Цветкова еще в 1938 г. с целью учета структуры порового пространства ввели понятие гидравлической характеристики коллектора - Ф = P/∑ P . Эта величина равна отношению периметра P эквивалентной (воображаемой) поры, равной по площади суммарной площади сечения поровых каналов, к суммарному периметру

∑ P поровых каналов на площади. В последнее время различные авторы предлагают применять для характеристики коллекторов другие коэффициенты - проточности, извилистости и др. Учет их важен при определении фильтрации.

К числу прямых методов исследования структуры порового пространства можно отнести рентгеновское просвечивание и метод изучения полированных поверхностей, а также некоторые другие.

Внутренняя удельная поверхность является одной из главных характеристик породы. Она определяется отношением суммарной поверхности всех пор и каналов (см2 , м2 ) к единице общего объема (см3 , м3 ) или массы (г, кг) породы. Легко рассчитать, что удельная поверхность идеальной породы, состоящей из сфер одного диаметра, равна

где Kn - коэффициент пористости; D - диаметр зерен. С уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости величина внутренней удельной поверхности возрастает.

Важной характеристикой структуры пустотного пространства являются особенности распределения или относительной роли поровых каналов того или иного диаметра в породе. Поскольку диаметр канала сильно меняется в породе, при расчетах под ним понимается диаметр такого капилляра, который по своим свойствам и эффективности фильтрации эквивалентен данному поровому каналу. В таком случае поровое пространство породы можно представить как совокупность капиллярных трубочек разных диаметров. Изучение распределения поровых каналов помогает выяснить причины различий проницаемости пород сходного гранулометрического состава с близкими величинами пористости. Проницаемость будет выше у такого из двух образцов с примерно равной пористостью, у которого каналы более крупного размера составляют больший процент. Структура пустотного пространства помимо фильтрационных и других свойств определяет количественное содержание воды в породе.

Билет 12 1. Формирование коллекторов при перекристаллизации, доломитизации и под давлением (???)

Перекристаллизация - частичное растворение, осаждение, перераспределение вещества, приводящее к изменению структурно-текстурных особенно-стей породы. Причиной перекристаллизации является стремление вещества к уменьшению поверхностной энергии, что достигается при возрастании величины зерен (Григорьев Д.П., 1956). Быстрее растворяются более мелкие зерна карбоната с малыми поверхностями контактов, направленных перпендикулярно давлению. На перекристаллизацию в растворимость карбонатных пород большое влияние оказывают примеси глинистого, кремнистого, органического вещества, которые создают вокруг карбонатных зерен не-проницаемую коллоидальную пленку и тем самым не только замедляют процессы растворения и перекристаллизации, но и запечатывают на ранних стадиях литогенеза имеющиеся в породах пустоты и трещины.

выделяют четыре основных факта перекристаллизации: 1. степень чистоты породы от примеси 2. структурно-текстурные особенности породы 3. агрессивность подземных вод к вмещающим породам 4. температура и давление.

ерекристаллизация в различных структурно-генетических типах пород проявляется по-разному. Например, первичные тонкозернистые известняки оказываются менее перекристаллизованными, чем тонкозернистые доломиты, последние поэтому являются часто и наи-более пористыми. Это объясняется тем, что кристаллы кальцита в известняке под влиянием давления обладают тенденцией ориентировать свои оси «С» параллельно напластованию. В доломитах кристаллы и их оси ориентированы беспорядочно, что приводит к более рыхлой упаковке зерен. Полезная емкость первичных известняков, обязанная процессу перекристаллизации, не превышает 3-5%, в то время как в пере-кристаллизованных (изначально первичных, седиментационных) доломитах она может достигать 10-15% и более. Доломитизация - широко развитый в природе процесс постседиментационного образования доломита в результате метасоматического замещения известкового, кремнисто-известкового ила различной генетической природы. Формирование пористости в таких породах определяется глав-ным образом тем, что развитие процесса доломитизации сопровождается явлениями растворения. В этом, по мнению Д.С.Соколова (1962) и заключается, главным образом, причина образования повышенной пористости во вторичных диагенетических доломитах. Однако такие по-роды могут характеризоваться и совершенной ничтожной пористостью в тех случаях, когда доломитизация протекает под воздействием резко пересыщенных растворов, и процессы растворения твердой фазы как бы подавляются кристаллизацией доломита. В этих условиях образуют-ся слабопористые доломитизированные породы. Образование пористости во вторичных диагенетических доло-митах зависит не только от состава и концентрации поровых магнезиальных растворов, но также и от растворимости известкового ила и на-личия в нем примесей глинистого и органического вещества, песчано-алевритового материала. Эти примеси отрицательно влияют на сам процесс доломитизации и образование пустотного пространства. На пористость диагенетическо-метасоматических (первично мелкозернистых доломитов) положительное влияние может оказывать дальнейший процесс их перекристаллизации (в стадии позднего диагенеза и эпигенеза). В породах-коллекторах, сложенных диагенетическо-метасоматическими доломитами, пористость диагенетической доломитизации-перекристаллизации может быть значительной - до 15-25%. 2. Способы определения эффективной пористости

Эффективная пористость характеризует часть объёма, которая занята подвижным флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом; она меньше открытой пористости на объём связанных (остаточных) флюидов.Для определения эффективной пористости берут хорошо проэкстрагированный и высушенный до постоянной массы образец породы цилиндрической или кубической формы с известными полной пористостью и проницаемостью. Выбранный образец породы взвешивают с точностью до 0,01 г, тщательно насыщают керосиномв вакуумной установке (см. рис. 9),и снова взвешивают. Вначале вакуумирование образца и керосина ведется раздельно; затем керосин перепускают в колбу Бунзена с испытываемым образцом, продолжая вакуумирование до полного прекращения выделения пузырьков. Согласно исследованиям Д. В. Кутовой [163] вакуумирование образцов пород с пористостью менее 5% должно продолжаться не менее 16 ч.Большое значение имеет также продолжительность насыщения образца после прекращения вакуумирования под атмосферным или дополнительным избыточным давлением, к которому следует прибегать для ускорения и полноты насыщения образца керосином. Определение эффективной пористости kп . э ф . является наиболее трудным. Существуют два способа. Об одном из них, основанном на учете остаточной воды, было уже упомянуто(Где ЭТО, блять, было указано!!!!!!!!!). Другой, предложенный П. П. Авдусиным в 1933 г.,заключается в заполнении породы в вакууме окрашенной бакелитовой смолой при той температуре, при которой вязкость смолы равна вязкости нефти в данной залежи. (Однако вязкость нефти на поверхности не соответствует вязкости в пластовых условиях, П. П. Авдусин этого не учел). При этом считается, что бакелит заполнит только те поры, по которым возможно движение флюидов. Затем из образца изготавливают прозрачный шлиф и при помощи микрометренной линейки или интеграционного столика измеряют вдоль большого числа пересечений длину отрезков, пересекающих зерна, и заполненные бакелитом поры. Сумма длин пересечений пор, отнесенная к суммарной длине всех линий пересечения, дает представление о коэффициенте эффективной пористости. Наиболее достоверно величина эффективной пористости определяется в конце разработки месторождения по количеству отобранной нефти.

Билет 13 1. Трещиноватость пород, система трещин, их распределение

ТРЕЩИНОВАТОСТЬ горных пород — явление разделения горных пород земной коры трещинами различной протяжённости, формы и пространственной ориентировки. По происхождению трещиноватость горных пород разделяется на нетектоническую, тектоническую и планетарную. Нетектонические трещиноватости горных пород — следствие растрескивания горных пород в процессе охлаждения (для магматических пород), уплотнения, дегидратации, развития экзогенных процессов (гравитационного оползания, резких колебаний температуры), ведения горных работ ("технологическая" трещиноватость) и т.п. Тектоническая трещиноватость горных пород развивается в связи с напряжениями, возникающими в горных породах под влиянием глубинных тектонических сил. Выделяются трещины отрыва и трещины скалывания, которые образуют системы, закономерно ориентированные по отношению к крупным тектоническим структурам; в связи с развитием последних происходит растрескивание горных пород. При планетарной трещиноватости горных пород напряжения в земной коре возникают под действием планетарных явлений (например, изменения частоты вращения и формы Земли, "твёрдых приливов" и т.п.). Трещиноватость горных пород в зависимости от методов измерения характеризуется: размером отдельности горных пород; интенсивностью (суммарной шириной раскрытия трещин на единицу длины скважины, мм/м); удельным водопоглощением (поглощением воды массивом на единицу длины скважины и единицу гидростатического напора в единицу времени, л/с•м²); реометрической проницаемостью (падением давления воздуха при его растекании в скважине на единицу длины в единицу времени, Па/м•с) и другими параметрами. Укрупнённая оценка трещиноватости горных пород даётся с помощью диаграмм трещиноватости, отражающих преимущественную ориентацию систем трещин, среднее их раскрытие, шероховатость и др. Явление трещиноватости имеет как положительные, так и отрицательные практические следствия. Рассечение горных пород трещинами способствует проницаемости земной коры для глубинных растворов (флюидов), несущих рудные компоненты, которые, откладываясь в трещинах, формируют месторождения полезных ископаемых. Глубинные горизонты трещиноватых пород могут быть коллекторами пресной воды, нефти и газа. Трещиноватость горных пород обеспечивает хорошее дробление горных пород при отбойке, способствует применению экономичных систем разработки с самообрушением руды. Трещиноватые породы лишены склонности к динамическим проявлениям горного давления. Отрицательное влияние трещиноватости горных пород состоит в понижении устойчивости массивов горных пород. Прочностные характеристики массива трещиноватых горных пород повышают цементацией, силикатизацией, битумизацией и смолоинъекционным упрочнением.

Система трещин – это совокупность трещин, совместно развитых в конкретном объеме породы и имеющих близкую пространственную ориентировку. Как правило, одновременно бывает развито несколько систем трещин. Но встречаются массивы горных

пород с одной системой трещин или бессистемной (хаотичной) трещиноватостью.

Существуют различные классификации трещин: геометрические, генетические и специальные. Все они характеризуют трещины с различных точек зрения и потому не исключают, а дополняют друг друга:

а) По степени открытости и проявленности различают скрытые (микротрещины, не видимые невооруженным глазом и обнаруживающиеся лишь при раскалывании породы, которая ломается по этим трещинам), закрытые (хорошо заметные, но с плотно прижатыми стенками) и открытые (обладающие некоторой полостью) трещины.

б) По размерам выделяют малые или внутрипластовые трещины, когда они не выходят за пределы одного пласта, и большие трещины, секущие несколько пластов; абсолютная длина большинства трещин – метры и десятки метров, но она может колебаться от миллиметров до сотен метров.

в) По форме выделяют прямые, дуговидные, кольцевые изломанные трещины с гладкими или неровными краями.

г) Угол падения трещин может изменяться от 0о до 90о. По углу падения выделяют горизонтальные (0-5о), пологие (5-20о), слабонаклонные (20-45о), крутые (45-80о), вертикальные (80-90о).

д) По отношению к залеганию слоев трещины могут быть продольными (параллельные простиранию породы), поперечные

Другой характеристикой трещиноватости является густота трещин, тесно связанная с литологией пород. Обычно наибольшей рас-тресканностью обладают кремнистые разности, затем глинистые и известковистые. В песчаных разностях в общем случае отмечены минимумы трещиноватости. Интенсивность трещиноватости не зависит от мощности слоя, что доказано на большом фактическом материале.

ТРЕЩИНЫ — разрывы в г. п., перемещения по которым либо совершенно отсутствуют, либо имеют очень незначительную величину. Т. подразделяются по своему происхождению на тект. (тектоклазы) и нетект. Первые составляют подавляющее большинство; их генезис доказывается объединением Т. в системы, образующие более или менее правильные геометрические сетки, и тесной связью Т. с характером деформаций, происходящих внутри развивающихся структур. Нетект. (первичные) Т. характеризуются полигональными сетками, невыдержанностью направлений на весьма коротких расстояниях, частым выклиниванием и заполнением вещественным материалом вмещающей п.; их происхождение в основном обусловлено процессами позднего диагенеза и эпигенеза . Т., наблюдаемые невооруженным глазом в г. п. в обнажениях, горных выработках и в кернах, именуют макротрещинами. Визуальными наблюдениями установлено, что они избирательно развиваются по микротрещинам, раскрытость которых на глубине измеряется единицами и десятками μ, редко превышая 50 μ; верхний предел их раскрытости при исследованиях в шлифах и пришлифовках п. м. принято считать равным 100 μ. По морфологическим признакам (по протяженности и взаимоотношению со слоистостью) тект. Т. подразделяют на Т. первого и второго порядков; первые рассекают группу слоев разл. литологического состава, вторые — обычно ограничены одним или несколькими слоями, однородного литологического состава (Смехов и др., 1962). Существуют классификации Т. по многим признакам. Биллингс (1949) дает генетическую и геометрическую классификации трещин и различает Т.: 1) растяжения, скалывания, расширения, высвобождения; 2) согласные, нормальносекущие, секущие, напластования. Для Т. с зиянием менее 3 см предлагается термин Т. кливажа. Пермяков (1949) выделяет: 1) отдельность первичную (петроклазы и синеклазы), 2) Т. напластования, Т. выветривания (эпиклазы), Т. откосов, обвалов, оползней, а также искусственные Т. при взрывах (паратектоклазы), Т. тект. (тектоклазы), или отдельности при тект. движениях. Белоусов (1954) при классификации Т. учитывает степень их раскрытия, форму, размеры, положение по отношению к элементам залегания, к простиранию складчатости и форме интрузивного массива. Он выделяет Т.: скрытые, закрытые, открытые, малые, большие, продольные, косые, поперечные, радиальные и др. В зависимости от характера механического воздействия, вызвавшего образование Т., выделяются Т.: раздвига, изгиба, разрыва, простые, общие и т. д. Син.: литоклазы.

2. Способы определения проницаемости.

Проницаемостью называют свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости), химически инертной по отношению к породе. Для этой цели обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на величину ее проницаемости оказывают влияние физико-химические свойства жидкостей.

Эффективной или фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

(1.8)

где Q — объемный расход жидкости в единицу времени; υ — скорость линейной фильтрации; μ, — динамическая вязкость жидкости; F — площадь фильтрации; Δр — перепад давления; L — длина пористой среды.

Измеряется на том газовом аппарате с мыльными пузырьками и клизьмой)

Билет 14 1. Генетические типы трещин. Литогенетическая и тектоническая трещиноватость.

В осадочных породах ( Белоусов, 1954 ) различают четыре основных енетических категорий трещин: литогенетические, тектонические, разгрузки выветривания, которые играют неодинаковую роль в процессах движения флюидов.

Литогенетические трещины называют диагенетическими ( Новикова, 1951), общими ( Белоусов, 1954 ) трещинами первичной отдельности и апластования ( Пермяков, 1949; Приклонский, 1949 ). Наиболее удачен термин" литогенетические " ( Овчинников, 1949; Соколов, 1951, 1962). Такие трещины образуются в процессе литификации осадков при уплотнении и потере воды. К ним относятся трещины напластования и внутрен-ние. Установлено, что в пластах меньшей мощности внутрислойные лито-генетические трещины более часты, но степень их раскрытости оказы-вается совершенно ничтожной.

Наоборот, в мощных пластах, где такие трещины относительно редки, раскрытость их более значительна. Следо-вательно, в пластах меньшей мощности интенсивность литогенетической трещиноватости более высокая, но в силу ничтожной раскрытости их возможность движения вод затруднена. И, наоборот, редкие трещины в мощных пластах характеризуются относительно

большей раскрытостью, и движение вод по ним более вероятно. Доказательством этого Д. С. Соколов считает отсутствие закарстованных трещин в тонкоплитчатых известняках, в доломитах, а также ничтожное развитие процессов выщелачивания в толще карбонатного флиша.

Степень раскрытости литогенетических трещин находится в связи с другим свойством пород - их крепостью. Характер этой связи сходен с ха- рактером зависимости степени раскрытости трещин от мощности пластов, т. е. у менее крепких пород частота трещин больше, но раскрытость их ничтожна, у

более крепких - трещин меньше, но степень их раскрытости относительно более высокая.

Тектонические трещины играют более значительную роль по сравне-нию с трещинами литогенетическими в формировании водопроницаемос-ти горных пород. Такое различие связано главным образом с присутсвием секущих тектонических трещин, которые, как и многие разрывные смещения, обеспечивают достаточно интенсивную циркуляцию подземных вод на значительной глубине.

Под нагрузкой вышележащих толщ горные породы находятся в сос-тоянии объемного сжатия, что препятсявует раскрытию литогенетических и тектонических трещин. Раскрытие существующих трещин и образова-ние новых происходит в результате различных геологических процессов, которые освобождают горные породы от напряжения. Явление разгрузкии выступает в качестве одного из важнейших факторов трещинной водопро-ницаемости. В этих условиях породы получают возможность расширения, что приводит, с одной стороны, к раскрытию уже имеющихся литогене-тических и тектонических трещин, с другой, - к образованию трещин разгрузки.

Трещины выветривания широко распространены и неизменно вы-деляются в особую генетическую группу. Процессы выветривания сущес-твенным образом изменяют трещинную водопроницаемость, однако в отличие от явления разгрузки влияние выветривания может быть различ-ным по знаку: в результате трещинная водопроницаемость то повышается, то снижается при преобладании химического воздействия.

2. Остаточная вода и ее виды.

Вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в коллекторе в пределах залежи, называется остаточной. Образуется она за счет той, которая, первоначально, как правило, полностью насыщала породу, но была частично вытеснена при формировании скопления УВ. Объем воды, отнесенный к объему порового пространства, выражается в виде коэффициента водонасыщенности кв. С ним тесно связан коэффициент нефтенасыщенности к_н (газонасыщенности кг), который тоже представляет отношение объема соответствующего флюида к объему пор. Если объем порового пространства принять за 1, то соотношение между указанными коэффициентами kв+kн ( г ) =1. Содержание воды колеблется от 20 до 80%. Чем меньше размер породообразующих компонентов, тем больше воды находится в породе. В физическом отношении выделяются различные категории остаточной воды:

Физически связанная, свободная, химически связанная, адсорбционная, пленочная. Наличие активных адсорбционных центров минералов способствует наличию слоев или участков влаги со свойствами, отличающими эту жидкость от поровых растворов и твердой фазы. В тонкодисперсной среде этот слой имеет непрерывное развитие. Он представляет прочно связанную воду. Она подразделяется на ряд категорий по энергии

связи. Р. И. Злочевская и большинство исследователей связанной воды выделяют следующие их виды:

1. Вода, адсорбированная наиболее активными адсорбционными центрами поверхности, образующая с ними ионодипольные и водородные связи и обладающая наибольшей энергией взаимодействия. Ее количество близко к объему воды условного "монослоя" (вода ближнего порядка). Эта так называемая "химическая"сорбция.

2. Вода, адсорбированная твердой поверхностью за счет ориентационного эффекта ван-дер-ваальсовых сил. В результате этого происходит "физическая" сорбция воды. В зависимости от окружающих условий общее количество "химически" и "физически" связанной воды может колебаться в границах, представляющих максимальную

гигроскопическую влажность (при адсорбции из паров) и максимальную молекулярную влагоемкость (при насыщении из растворов). Общая толщина пленки связанной водой при одних и тех же давлениях и температурах зависит от величины радиуса действия электромолекулярных сил, от гидрофильности или гидрофобности минералов,

от веществ, растворенных в воде. По разным данным она сильно колеблется от первых десятков до тысяч нанометров. Повышение температуры и давления снижают толщину пленки связанной воды.

3. Вода переходного состояния между связанной и свободной. К ней относятся воды в микрокапиллярах и в участках пор в случае наличия трехфазной границы: минерал-вода-газ. Наличие воды "капиллярной" конденсации обусловливает процесс поверхностной "диссоциации" и образования заряженных ионов на поверхности глинистых частиц. Эти ионы, взаимодействуя с "внешним" свободным поровым пространством, создают некоторый концентрационный градиент между приповерхностным слоем и объемом порового раствора. Диффузия, идущая в ту или иную сторону в зависимости от состава и концентрации ионов "свободной" поровой влаги, стремится уменьшить этот градиент.

Билет 15

1. Трещинообразование в различных типах пород. Плотность и густота трещин?

Степень трещиноватости пород вместе с другими тектоническими нарушениями характеризует структуру массива горных пород, ее пространственную неоднородность и анизотропность свойств. Она влияет на прочность и устойчивость пород: деформируемость, водопроницаемость, влагоемкость, буримость и другие характеристики

Для карбонатов характерна перекристаллизация (которая может вести к трещенообразованию),выщелачивание тоже самое.А для теригенных

существуют параметры хрупкости, по хрупчим породам идут трещины +пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. ( По степени пластичности выделяется три группы пород. Кпл=1 - хрупкие - кремнистые Кпл= 1-6 - пластично-хрупкие -большинство осадочных пород Кпл >6 - высокопластичные - глины, аргиллиты)

Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. При определении трещинной проницаемости одним из основных параметров является плотность(густота) трещин. На густоту тектонических трещин, помимо механич. Свойств породы, влияют факторы(интенсивность, направленность, длительность тектонических напряжений)

2. Способы определения остаточной водонасыщенности, её связь с видами пористости?

Под коэффициентом остаточной водонасыщенности (Ков) понимают долю объема остаточной воды (Vb.oct) в объеме порового пространства (Vn): Ков=Vв.ост/Vп

Распределения остаточной воды в поровом пространстве существенно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и др. - также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

Предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были изначально заполнены и смочены водой, а нефть появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды несмотря на наличие различных мнений, касающихся вида остаточной воды, находящейся в пористой среде, большинство исследователей приходит к заключению о существовании: 1) капиллярно-связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбированной воды значитльно отличаются отсвойств свободной воды);

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхност твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Основным методом оценки остаточной водонасыщенности является прямое определение количества воды в керне, отобранном из скважин, пробуренных на безводном растворе.

Прямым методом определения остаточной нефте-,водонасыщенности является - экстракционно-дистиляционный метод используемый в аппаратах Закса.

К косвенным методам относятся лабораторные опыты по искусственному моделированию содержания остаточной воды одним из следующих методов:

1) капилляриметрическим(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

2) центрифугирования (под действием центробежной силы выталкиваем воду из насыщенного моделью пластовой воды образца)

3) испарения

4) капиллярной вытяжки.

+Коэффициент нефтегазонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления.

Необходимо отметить, что наиболее надежным для оценки содержания остаточной водонасыщенности является прямой метод. Сопоставление результатов оценки остаточной водонасыщенности, полученной прямыми и косвенными методами, показывает, что в ряде случаев значения Ков, определенные этими методами, значительно расходятся.

Билет 16

1 / 141 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
14.11.201993.03 Кб14Нервная система.docx
#
02.08.2019252.74 Кб17Нервная система.docx
#
22.08.20191.16 Mб3Нервно-мыш заболевания.doc
#
08.07.201934.82 Кб1Нервно-псих развитие до 3 лет.doc
#
29.10.201827.35 Кб5Нестатеве розмноження .docx
#
03.09.20191.48 Mб3нефтяная литология ответы.doc
#
12.07.2019104.66 Кб6Нечаева. Лекции 1 и 2.docx
#
28.08.2019809.47 Кб5Нешин.doc
#
30.11.2018998.91 Кб1Нибилица_5145.doc
#
18.07.2019143.36 Кб1Нидерланды 2012.doc
#
11.11.2019159.23 Кб2Никифоров А.Л. Философия как личный опыт.DOC