КомпанииКомпаний: 7758
АккаунтыАккаунтов: 13975
Регистрация       Забыли пароль?




info@oborudka.ru
oborud-ka
Главная » Справочники » Нефть и газ » Вторичная, или промежуточная, пористость II

Вторичная, или промежуточная, пористость II

Вторичная, или промежуточная, пористость II

В основе многочисленных дискуссий по вопросу о пористости доломитов лежит теория Эли-де-Бомона, выдвинутая в1836 г. Эли-де-Бомон показал, что молекулярное замещение известняка доломитом приводит к уменьшению объема породы на 12-13%. Химическое уравнение этого замещения выглядит следующим образом:

2СаСО3 + MgCl2 → CaMg (CO3)2 + СаСl2.

Ортон в1886 г. использовал эту теорию для объяснения пористости доломитов на месторождении Лима-Индиана. Позднее исследователи отвергли представления Эли-де-Бомона о механизме молекулярного замещения известняков доломитами, считая, что участки сплошного развития доломита в известняках свидетельствуют об объемном замещении одной породы другой.

Однако петрографические исследования Холта возродили теорию молекулярного замещения. Они показали, что кристаллы кальцита в известняке обладают четко выраженной тенденцией ориентировать свои с-оси параллельно плоскостям напластования, видимо, под влиянием давления. В доломитах же кристаллы ориентированы совершенно беспорядочно. Холт объясняет это явление тем, что сокращение с-оси кристаллов в процессе преобразования кальцита в доломит обусловливает появление в породе пустот; упаковка кристаллов в доломите становится в результате этого менее плотной, чем в известняке. В беспорядочной ориентировке кристаллов Холт видит также причину более легкого проникновения водных растворов в доломиты по сравнению с известняками. Отличаясь от известняков значи­тельно большим объемом межкристаллического порового пространства, доломиты обладают соответственно большей поверхностью взаимодействия минеральной части с циркулирующими в них растворами. Таким образом, несмотря на меньшую растворимость, доломиты могут растворяться не меньше, чем известняки, если они подвергаются воздействию большего количества раствора в течение более длительного времени.

Карбонатные породы также частично деформируются в результате разрушения отдельных зерен; при перекристаллизации же первичные структуры могут полностью исчезнуть. Клоос путем замеров деформаций, происходящих в некоторых оолитовых породах в результате складкообразования, определил степень внутренней перестройки карбонатных пород под влиянием складчатости. Отдельные оолиты, имея первоначально сферическую форму, уплощались и удлинялись, пока вся масса породы не изменяла почти целиком свою внутреннюю структуру.

Можно назвать большое число залежей нефти и газа, связанных с доломитами и доломитизированными известняками. Так, например, к доломитам приурочены залежи нефти в органогенных рифах западной Канады. На Рис. 5 показан срез образца керна из продуктивного горизонта D-3 (верхний девон) месторождения Ледюк, расположенного юго-западнее Эдмонтона. Породы содержат пустоты, сообщающиеся между собой по мельчайшим трещинам, и характеризуются неравномерной первичной пористостью. Исходными породами являлись в основном органогенные известняки, однако в настоящее время они доломитизированы, и их первичная органогенная структура полностью исчезла. Часть нефти добывают из детритовых пород, поскольку, как и в большинстве других подобных случаев, рифогенный природный резервуар представляет здесь сложный комплекс пород различных литофациальных типов.

Рис. 5. Срез типичного образца керна из доломитизированного рифа D-3 (верхний девон) на месторождении Ледюк в Альберте, Канада, обнаруживающий наличие в породе пористости различных типов (W aring, Layer, Bull. Am. Assoc. Petrol., 34, p. 307, Fig. 13). Незакрашенные участки не имеют пористости и лишены нефти. Межзерновая пористость: 1 – 15 %, 2 – 10 %, 3 – 5 %; 4 ‑ пустоты.

На месторождении Лима-Индиана в штатах Огайо и Индиана нефть содержится в пористых доломитизированных зонах известняков Трентон (ордовик), развитых на площади 160×40 миль. Со времени открытия этого месторождения в 1884 г. из него было добыто свыше 500 млн. баррелей нефти. Месторождение включает ряд залежей, каждая из которых связана с отдельным пористым горизонтом доломитизированных известняков, а в целом оно тянется через своды Цинциннати и Финдли. По восстанию в южном направлении продуктивные доломитизированные известняки постепенно замещаются плотными известняками, образуя стратиграфическую ловушку. Пористые доломиты, слагающие обычно верхние 20-30 футов формации Трентон, могут быть либо первичными, либо образованными в результате замещения известняков; они обладают кристаллической структурой и содержат местами многочисленные пустоты растворения. Ранее уже были описаны пояса доломитизированных пород месторождения Сипио - Албион и Дип-Ривер в юго-западном Мичигане. Приведены также геологические разрезы других залежей, связанных с доломитами, таких, как месторождение Белчер в Онтарио, Канада, месторождение Апко в доломитах Элленбергер в западном Техасе, а также месторождение Крафт-Пруса в доломитах Арбакл, Канзас, причем доломитовые формации двух последних месторождений имеют кембро-ордовикский возраст. Доломити-зированные известняки Тамабра (мел) служат коллекторами на нефтяном месторождении Поса-Рика в Мексике.

Цементация и уплотнение. После образования в породе порового пространства или системы пор, первичных либо вторичных, либо тех и других, они обычно начинают видоизменяться под влиянием одного или сразу обоих наиболее универсальных вторичных процессов, каковыми являются цементация и уплотнение. Развитие этих процессов ведет к уменьшению объема порового пространства и проницаемости пород. Они могут проявляться как во время отложения осадков, так и на постседиментационной стадии. Обычно пористость осадочных пород уменьшается с увеличением глубины их залегания, температуры и возраста.

Цементация. Цементация пород отчасти является первичной; цемент может осаждаться или отлагаться совместно с классическим материалом. Кремнезем, карбонаты и другие растворимые вещества осаждаются одновременно с отложением обломочного материала. Первичный цементирующий материал подвергается позднее перекристаллизации, и такой перекристаллизованный цемент затем лишь с трудом можно отличить от материала, привнесенного после консолидации осадка. Песчаники, содержащие кремневый цемент, отложившийся вместе с песчаными зернами или осажденный в процессе диагенеза, называются ортокварцитами в отличие от метакварцитов, которые образуются при метаморфизме. Как считает Крынин, 90-95 % кварцитовых песчаников Аппалачей имеют первичный кварцевый цемент. Если это так, то можно надеяться на лучшие перспективы нефтегазоносности Аппалачского региона. В противном случае прогноз был бы значительно менее благоприятен, ибо в связи с существующими представлениями об образовании кварцитовых песчаников в процессе регионального диастрофизма и метаморфизма все потенциальные породы-коллекторы должны были стать непроницаемыми и вся нефть должна быть из них выжата.

Нерастворимые, а поэтому не являющиеся хемогенными осадками вещества могут вести себя подобно хемогенному цементу, заполняя пустоты, уплотняя породу и скрепляя отдельные ее зерна. Особенно плохо растворимы глинистые минералы, однако они неустойчивы физически и быстро реагируют на изменения давления, температуры и характер вод. В тех или иных количествах они отлагаются в виде различного рода обломков почти во всех осадках, являясь обычным цементирующим материалом. Некоторые глинистые минералы замещаются хлоритом, серицитом и карбонатами. При выжимании воды из глины и илов последние вдавливаются в тончайшие промежутки между зернами и служат связующим материалом, который скрепляет отдельные песчаные зерна. Обломочными породами, сцементированными первичным обломочным материалом, являются, например, граувакки. Глины, образовавшиеся в результате выветривания полевых шпатов, заполняют поры в породах формации Чанак (третичного возраста) на восточном борту бассейна Сан-Хоакин в Калифорнии. Здесь они играют роль скрепляющего материала и, создавая препятствие на пути движения нефти по восстанию коллекторских пластов, способствуют образованию нескольких залежей нефти. Другой вид обломочного цемента встречается в песках формации Мак-Меррей (мел) близ Атабаска-Лендинг в северо-восточной Альберте. Эти пески сцементированы вязкой тяжелой нефтью, которая отлагалась, вероятно, вместе с песчаными зернами. При удалении нефти песок рассыпается на отдельные зерна¹.

Химическое осаждение цементирующих материалов в порах обломочных пород в течение диа- или катагенеза представляет собой фактор вторичного изменения их пористости и проницаемости. Наиболее распространенными цементирующими материалами в обломочных породах-коллекторах являются, в порядке убывания распространенности, кварц, кальцит, доломит, сидерит, опал, халцедон, ангидрит и пирит. Часто в составе цемента одной породы может присутствовать сразу несколько минералов, В большинстве песчаников наряду с тем или иным развитием структур инкорпорации зерен можно обнаружить следы цементации за счет взаимного растворения соприкасающихся зерен на контактах, растворения тонкозернистой кремнистой основной массы, привноса кремнезема из внешних источников. Цементирующим материалом могут служить самые разнообразные минералы. Изучение 40 образцов керна полевошпатовых песчаников из скважин, пробуренных в центральной и южной Калифорнии, показало наличие в открытых порах и внутри сложенной обломочными глинистыми минералами основной массы этих пород следующих вторичных минералов: кварца, альбита, ортоклаза, микроклина, доломита, кальцита, анатаза, каолинита, глауконита, барита и пирита.

 

Рис. 6. Шлиф ортокварцита, в котором видны регенерация зерен и перекристаллизация, заметно изменяющие первичную структуру порового пространства породы (Кryninе, Journ. Geol., 56, p. 152, Fig. 12, 1948).

1 ‑ зерна кварца; 2 ‑ регенерационный кремнезем; 3 ‑ доломит; 4 ‑ пирит; 5 ‑ поровое пространство.

Кварц представляет собой основной хемогенный цементирующий материал многих обломочных пород-коллекторов и осаждается первым среди других хемогенных связующих веществ. Кремнезем не обнаружен в составе пластовых вод, поэтому источники больших его количеств в породах в виде цемента, так же как и механизм осаждения, явились предметом многочисленных исследований, но до сих пор полностью не выяснены, Предполагают следующие источники кремнезема: 1) кремнезем, осаждавшийся из кремнийсодержащих поверхностных или метеорных вод; 2) кремнезем, приносимый реками в океан, где он химически осаждался вместе с песком; 3) химически осажденный кремнезем, образовавшийся в результате растворения мелких зерен кремнийсодержащих минералов на контактах песчаных зерен при раздавливании и истирании первых в процессе отложения или под давлением в течение диа- и катагенеза (принцип Рике); 4) кремнезем, выносимый растворами из глинистых минералов и транспортируемый водами, выжатыми из глинистых отложений в процессе их уплотнения. Характер вторичного разрастания кремнезема и его воздействие на песчаник показаны на )(рис. 6)

Вторичное разрастание кристаллов кварца свойственно так называемым «искристым песчаникам» формации Варко (нижний эоцен), которые слагают главный продуктивный горизонт на нефтяном месторождении Петролеа в восточной Колумбии. Эти породы получили свое наименование благодаря тому, что в обнажениях мириады кристаллов вторичного кварца сверкают на солнце своими гранями. Песчаники имеют среднюю пористость 12,5% и проницаемость 79 миллидарси, причем пористость их преимущественно первична.

Источники появления в породах карбонатного цемента более легко объяснимы по сравнению с источниками кремнезема, поскольку даже в песчаниках обычно содержится некоторое количество карбонатов, которые могут быть растворены и переотложены в другом месте. Карбонатный цемент в песчаниках может присутствовать в форме идиоморфных кристаллов кальцита или доломита, находящихся в промежутках между песчаными частицами; он может покрывать поверхности песчаных зерен, являясь связующим материалом между ними, а также быть образован остатками карбонатных окаменел остей, как распознаваемыми, так и концентрирующимися в пятна неопределимых обломков.

Поскольку цементация породы часто происходит за счет растворения ее же собственного материала, эти два процесса действуют в противоположных направлениях. Там, где растворение превалирует над отложением цемента, пористость породы возрастает, и наоборот, на участках, где преобладает отложение, пористость уменьшается. Растворение и цементация неузнаваемо изменяют структуру норового пространства и особенно проницаемость породы. С образованием залежи углеводородов прекращается циркуляция поровых вод, а вместе с ней и деятельность процессов растворения и цементации. Отсюда мы можем заключить, что растворение и цементация в природных резервуарах происходит почти исключительно до аккумуляции нефти и газа в пласте¹.

Уплотнение. В геологии нефти и газа важны три результата воздействия на породы давления: 1) уплотнение коллекторских отложений; 2) уплотнение отложений, не являющихся коллекторами, особенно глинистых; 3) сжатие пластовых флюидов. Мы коснемся здесь только уплотнения отложений, которые служат коллекторами нефти и газов.

Уплотнение пород-коллекторов происходит главным образом под влиянием увеличивающейся нагрузки перекрывающих отложений. Такое воздействие на породу, подобно цементации, приводит к сокращению пористости. Уменьшение объема порового пространства при уплотнении в замкнутой системе природного резервуара вызывает увеличение пластового давления. Уплотнение особенно значительно в коллекторах, содержащих глинистый или коллоидный материал. При возрастании горного давления из них выжимаются огромные массы адсорбированной воды, и поскольку глинистые и коллоидные материалы чрезвычайно пластичны, они могут растекаться между зернистыми частицами, образуя цемент и тем самым снижая пористость. Чистые песчаники, вскрытые на забоях самых глубоких скважин, достигающих 15 000 футов, не несут следов раздробления зерен (R.В. Hutchison, личное сообщение); это указывает на то, что подобные породы вполне могут оказаться продуктивными на больших глубинах². В то же время заиленные и загрязненные песчаники становятся непроницаемыми под давлением и на гораздо меньших глубинах. Однако даже в чистых песчаниках наблюдается увеличение с глубиной количества точек соприкосновения зерен, что свидетельствует об уменьшении объема порового пространства пород при все большем углублении в недра.

Различают два вида уплотнения пород-коллекторов: пластическое и упругое. Пластическое уплотнение выражается в проникновении мягких акцессорных минералов основной массы, таких, как глинистые минералы, продукты выветривания и коллоиды, в открытые поры по мере увеличения давления и вытеснения из них воды. В результате этого породы теряют пористость, сокращается их проницаемость и происходит общее уменьшение их объема. Пластическое уплотнение наблюдается в основном на ранней стадии диагенетического преобразования отложений, когда из них удаляются огромные количества воды. Однако из-за продолжающегося воздействия нагрузки вышележащих пород сокращение пористости пород вследствие пластического уплотнения происходит в течение длительного времени и после завершения стадии диагенеза, хотя со все более уменьшающейся скоростью.

 

На рис. 7 показано увеличение плотности пород с глубиной на месторождении Гарбер в Оклахоме. В возрастании плотности здесь играют определенную роль как цементация, так и уплотнение, и очень трудно, а иногда и вообще невозможно отделить один из этих процессов от другого. В песчаниках пластическое уплотнение устанавливается по наличию вдавленных в поры и деформированных частиц мягких минералов, по перераспределению зерен, более плотной их упаковке, раздроблению краев зерен и более тесной приспособленности последних к материалу основной массы. Порода, претерпевшая пластическую деформацию, даже частично не восстанавливает при снятии давления свой первоначальный объем. Следовательно, объем таких пород является функцией максимальной величины горного давления, которому они подвергались в течение своей геологической истории.

Породы, подвергшиеся упругому уплотнению, наоборот, могут при снижении давления восстанавливать, хотя бы частично, свой первоначальный объем. Такое явление особенно вероятно в твердых песчаниках. Оно обусловлено тем, что энергия, накопленная в песчаных зернах при повышении горного давления, освобождается при его ослаблении. По-видимому, можно провести некоторую аналогию между этим явлением и накоплением энергии в сжатой пружине. Однако пласт песчаника, содержащий какое-то количество пластичных минералов и испытывающий воздействие нагрузки вышележащих пород, которая вызывает еще большее неупругое уплотнение частиц, никогда не восстанавливает полностью при снятии давления своей исходной мощности. Какой величины может достигать упругое сжатие пород и каково количество энергии, которое может накопиться в них при этом,- это вопросы, относительно которых мнения исследователей разделились; конкретные же данные весьма скудны.

 

Рис. 7. График, показывающий возрастание плотности продуктивных пород с увеличением глубины их залегания на месторождении Гарбер, Оклахома (Athу, Problemsof Petroleum Geology, Am. Assoc. Petrol. Geol., p. 815, Fig. 1, 1934).

Мейнцер рассматривал упругое сжатие водоносных горизонтов в качестве источника энергии, вызывающей артезианское истечение в некоторых скважинах. Его доказательства базировались на том, что вес столба воды между пьезометрической поверхностью и водоносным горизонтом меньше веса соответствующих по мощности покрывающих пород. Давление воды внутри водоносного пласта распределяется по всем направлениям и помогает выдерживать вес перекрывающих его пород. Обычно при отборе воды из водоносного пласта пьезометрическая поверхность снижается, однако Мейнцер считал, что падение направленного вверх гидростатического давления в пласте компенсируется опусканием перекрывающих пород. Другими словами, соприкасающиеся зерна в этом случае принимают на себя большую часть давления, чем тогда, когда давление воды было выше. По мере повышения давления нагрузки зерна испытывают упругое сжатие, и, вероятно, они вновь увеличились бы в объеме, если бы упало горное давление. Сжатие сокращает объем порового пространства, повышает давление на флюиды и заставляет воду двигаться к поверхности в фонтанирующих артезианских скважинах. Но отличить сжатие твердой фазы пород-коллекторов от сжатия пластовых флюидов, таких, как воздух, газ и вода, очень трудно, поскольку оба этих эффекта одинаково сказываются на дебите флюидов в скважинах. Концепция сплошной флюидной фазы, распространяющейся от уровня грунтовых вод до очень больших глубин и способной передавать давление в соответствии с определенным градиентом гидростатического давления, является в большинстве случаев наиболее простым и реальным объяснением природы подземного гидростатического давления. Более того, по сравнению со сжатием различных флюидов влияние, оказываемое на движение пластовых флюидов упругим сжатием пород, ничтожно.

Те же представления были использованы Джилули и Грантом в их попытке объяснить проседание грунтов в районе Лонг-Бича, Калифорния. Они предполагали, что падение пластового давления флюидов в результате отбора нефти было вполне достаточным, чтобы вызвать соответствующее увеличение эффективной нагрузки от перекрывающих пород. Дополнительная нагрузка на песчаные зерна обусловила упругое сжатие песчаной породы, которое привело к сокращению объема последней и проседанию всей перекрывающей ее толщи до самой поверхности2.

Одна из проблем, связанных со сжатием песчаников, заключается в установлении различия между воздействием на них пластического и упругого сжатия. Можно ожидать, что оба эти процесса происходят одновременно в обычном песчанике или граувакке, содержащих то или иное количество глин и других пластичных материалов; тем не менее определить относительное влияние каждого из них на погребенные породы-коллекторы практически невозможно. Низкая сжимаемость кварцитов и песчаников приводит к выводу, что уплотнение, испытываемое обломочными породами-коллекторами, обусловливается больше пластическим сжатием, чем упругим. Аналогичным образом легкость, с которой карбонатные минералы и породы перекристаллизуются и заполняют все имеющиеся поры, заставляет предполагать, что большинство карбонатных пород испытывает скорее пластическое, чем упругое сжатие1.


 

¹Этот признак не может указывать на первичный характер данного цемента. Многие исследователи предполагают, что нефть мигрировала в пески после их отложения» 

¹Исследования в этом направлении позволяют определить время прихода нефти в пласт. 

²Максимальная глубина, с которой получены из песчаных отложений промышленные притоки нефти, составляет 6606 м(Луизиана), и промышленные притоки газа ‑ 6887 м(Техас). 

¹Изучение упругого сжатия коллекторов очень важно для правильной интерпретации лабораторных данных по определению проницаемости. Дело в том, что проницаемость, полученная вследствие снятия давления, в лабораторных условиях может быть в два раза выше истинной проницаемости, которой обладают породы на глубине. 

¹Пьезометрической называется поверхность, соединяющая наивысшие точки, до которых поднимается в скважиных вода из единого водоносного горизонта. Пьезометрическая поверхность является эквивалентом потенциометрической поверхности в том случае, если вода везде имеет постоянную плотность и если последняя используется для расчета потенциометрической поверхности.

²Подобные проседания, иногда сопровождаемые небольшими землетрясениями, наблюдались в районе Апшеронского полуострова.

 

 


Текущая страница: Нефть и газ » Вторичная, или промежуточная, пористость II