Нефтегазовая литология

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция 1. Нефтегазовая литология

Литология - наука об осадочных породах, их составе, строении, генезисе.

Нефтегазовая литология - наука об осадочных породах нефтегазоносных комплексов, их составе, строении, которые обуславливают их коллекторские или флюидоупорные свойства, их генезисе, который эти признаки формирует.

Геология нефти и газа изучает важнейшие полезные ископаемые, генетически и пространственно связанные с осадочными породами. Отсюда приоритетное значение литологии в нефтяной и газовой геологии.

Если исходить из теории органического происхождения нефти и газа, то именно осадочные породы, обогащенные органическим веще-ством являются нефтематеринскими и во многом свойства этих пород и история их формирования предопределяют их нефтегазовый потенциал.

В подавляющем большинстве именно осадочные породы являются коллекторами нефти и газа и литологические свойства этих пород предопределяют возможность накапливать углеводороды (УВ) и отдавать их в процессе разработки.

Наилучшими флюидоупорами являются осадочные породы и их свойства во многом будут определять степень сохранности залежей.

Свойства пород изменяются в ходе литогенеза, от седиментогенеза к ката- и метагенезу (с глубиной залегания, увеличением температуры и давления). Это существенно сказывается на коллекторских и флюидоупорных свойствах осадочных пород. Знание этих процессов помогает прогнозировать, например, коллекторские свойства пород на больших глубинах, что является важнейшей задачей отечественной нефтегазовой геологии.

Таким образом, очевидно, что петрографический состав пород и генезис его определяющий являются важными элементами исследований в геологии нефти и газа. И ни одно из направлений в нефтегазовой геологии не обходится без литологических исследований.

Прогноз залежей нефти и газа, помимо изучения геологических структур, опирается на фациальный и формационный анализ. В последние годы особую значимость приобрели исследования литологических ловушек, образование которых обусловлено, прежде всего, фациальной изменчивостью осадочных пород, обусловленной изменением условий их формирования. Таким образом и эти направления литологии имеют огромное значение в геологии нефти и газа в области прогноза скоплений углеводородов.

Развитие самой литологии как науки во многом обязано поискам и разведке экономически приоритетных полезных ископаемых - нефти и газа. Их поиски и разведка проводятся с бурением глубоких опорных скважин, детальная разведка включает значительный объем бурения, сопутствующие испытательные работы разного профиля. Все это дает уникальный геологический материал, в том числе и литологический, на основе которого и может развиваться наука.

Не случайно имена крупнейших отечественных литологов связаны с нефтяной геологией. Н.М. Страхов еще в середине 50-х годов, когда им была создана фундаментальная теоретическая часть литологии - теория литогенеза - писал, что все литологические исследования являются литолого-органогеохимическими или литолого-битуминологическими. Тем самым он подчеркивал тесную связь между литологией и нефтяной геологией.

Другой крупнейший отечественный литолог Н.Б. Вассоевич, занимаясь теорией образования нефти и газа, постоянно подчеркивал связь литогенеза с процессами образования и накопления углеводородов. Он первый в стране создал и читал в МГУ курс "Литология и природные резервуары нефти и газа".

В рамках курса нефтегазовой литологии мы постараемся увязать процессы литогенеза с формированием нефтегазоносных комплексов и их отдельных геологических элементов (коллекторов, флюидоупоров). В курсе рассматриваются вопросы:

- формирования коллекторских свойств пород;

- формирования флюидоупорных свойств пород;

- формирования нефтематеринских пород;

- нефтегазоносные комплексы в целом;

- литологические методы исследования нефтегазовых комплексов.

Лекция 2. Породы-коллекторы УВ. Определение, типы, основные параметры, характеризующие коллекторские свойства

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат) и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Таким образом, главные свойства коллекторов - способность вмещать УВ и отдавать их при разработке.

Основными коллекторами являются осадочные породы. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть породы, в которой в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. По Ханину А.А., коллекторы нефти и газа бывают в основном двух типов: гранулярные и трещинные. Обычно гранулярными коллекторами являются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся гранулярной (межзерновой) пористостью и межзерновой проницаемостью и часть известняков и доломитов (например, с оолитовой структурой). Трещинными коллекторами (обычно порово-трещинными) могут быть породы самого широкого литологического состава.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом включительно. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях.

Нефтяные и газовые месторождения на Земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29%), девонского (19%) и неогенового (18%) возраста.

По данным изучения 236 крупнейших месторождений мира, не считая территории бывшего СССР и восточной Европы, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом:

в песках и песчаниках - 59%, известняках и доломитах - 40%

трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - 1%.

Если из 236 месторождений исключить 21 месторождение Среднего и Ближнего Востока, где добыча нефти осуществляется главным образом из карбонатных пород мезозойского возраста, то запасы нефти распределяются следующим образом: в песках и песчаниках - 77% известняках и доломитах - 21%, в остальных породах - 2%.

Рассмотренные месторождения содержат 82,5% запасов нефти.

Глубина залегания продуктивного слоя: до 600 м - 14%, 600-2140 м - 62,1%, 2140-3650 м и более - 23,8%.

Менее 600 м - менее благоприятные условия сохранности залежей; более 2000 и 3000 м - меньшая степень разбуренности и меньшая изолирующая способность глинистых покрышек.

Основные признаки, характеризующие качество пород-коллекторов:

пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами.

Совокупность этих признаков, охарактеризованных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Численно выражается через коэффициент пористости:

Кп = Vпор/Vпороды 100%

Понятие пористости соответствует полной пористости породы.

Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая:

Vсообщающихся пор/Vпороды

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По Ханину А.А. (1969) эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Примечание: надежной методики определения нет. Имеет теоретическое значение.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в слабо уплотненный песках, песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости - от долей % до десятков %.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными.

Первичные поры между обломочными зернами - межзерновые, внутри остатков - внутриформационные.

Вторичная пористость - трещины, каверны, межзерновые поры.

Для оценки склонности породы к растрескиванию используется понятие пластичности.

Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. По Л.А. Шрейнеру мера пластичности - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца к работе на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до .

По степени пластичности выделяется три группы пород.

Кпл=1 - хрупкие - кремнистые

Кпл= 1-6 - пластично-хрупкие - большинство осадочных пород

Кпл >6 - высокопластичные - глины, аргиллиты

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). За счет тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированные в определенной плоскости. По Е.М.Смехову если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3%, иногда до 6%.

При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин.

Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении перпендикулярном простиранию трещин.

Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте.

Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.

Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложение соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Например, растворение цемента в обломочных породах.

Размеры порового пространства - от долей мкм до десятков м.

В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм.

сверхкапилярные > 0,1 мм

капилярные 0,0002-0,1 мм

субкапилярные < 0,0002 мм

ультракапилярные < 0,1 мкм.

Трещинные поры разделяются по степени раскрытости.

По К.И. Багринцевой: По Е.М. Смехову:

очень узкие - 0,001-0,01 мм микротрещины - < 0,1 мм

узкие - 0,01-0,05 мм макротрещины - > 0,1 мм

широкие - 0,05-0,1 мм

очень широкие - 0,1-0,5 мм

макротрещины - > 0,5 мм.

Каверны по размеру бывают от долей мм до нескольких км.

мелкие - 0,1-10 мм

крупные (микрополости) - 10-100 мм

пещеристые полости - > 100 мм.

Часто в породах поровое пространство сформировано двумя или большим количеством пор, в этом случае оно сложное (или смешанное), а коллектор, характеризующийся наличием нескольких видов пористости - коллектор сложного типа.

Плотность породы - отношение массы породы (кг) к ее объему (м3). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по разному. К - коэффициент уплотнения породы (Прошляков, 1974), представляющий собой отношение плотности породы (п) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (т). Коэффициент уплотнения представляет собой безразмерную величину, показывающую во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения, а К1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости К=1-kп. Глинистые породы достигают К= 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают К = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки. К = 0,95-0,97 на глубине 0,5-1 км.

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ.

Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости.

коллектор флюидоупор литологический

К пр = Q L / г p F

где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; р - перепад давления; L - длина пористой среды; F- площадь поперечного сечения элемента пласта; г - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим:

Q = м3/ с ; р = н/ м2 ; L = м ; F = м2 ; г = н с/ м2. Кпр = м2.

Таким образом, единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости объемом 1 м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м2 при вязкости жидкости н с/м2 и перепада давления 1н/м2.

Практической единицей измерения является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз, полностью насыщающий пустоты среды, со скоростью 1 см/с (расход1 см3/с), при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2.

1 дарси = 0,981 10-12 м2

Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость - проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие. Или 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 (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении перпендикулярном наслоению.

В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест - может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1x10(-15) м2 до 1х10(-12) м2 (в скобках - значение степени!!!). Проницаемость более 1х10(-12) м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой, %. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная - перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может вытесняться. Связанная - остается. Физически связанная вода - зафиксированная в породе за счет проявления молекулярных сил (сорбция). Химически связанная - находящаяся в структуре минералов (например, гипс). С точки зрения водонасыщенности пород представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство.

Остаточная водонасыщенность - количество воды после заполнения флюидом. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность - 10-30%, а в глинистых алевролитах - 70-75%. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом, %.

Смачиваемость - способность смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представлеяет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ее минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности:

? = к / г (mж + п), см2/с

к - коэффициент проницаемости, дарси

г - вязкость жидкости в пластовых условиях, сантипуазы

m - коэффициент пористости породы, доли единиц

ж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм.

п - коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.

Упругие силы пласта - силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм.

нефти = (7 - 140) х 10-5 1/атм

песчан. = (1,4 - 1,7)х 10-5 1/атм

Лекция 3. Основные факторы, влияющие на формирование коллекторов: литологические, тектонические, гидрогеохимические

Литологические факторы в формировании коллекторских свойств горных пород являются определяющими. Образование пустотного пространства в коллекторах тесно связано с генезисом самих пород и происходит на разных этапах литогенеза - в седиментогенезе, диагенеза, эпигенезе. В седиментогенезе осуществляется заложение первичной, седиментационной пористости, обусловленной условиями и процессом осадконакопления и первичной структурой осадка как следствия условий седиментации.

На стадии диагенеза и эпигенеза образование полезной емкости определяется диагенетическими и эпигенетическими преобразования-ми, происходящими соответственно в осадке и породе и приводящие к образованию постседиментационной, вторичной пористости.

В процессе диагенеза происходит дегидратация осадка, его уплотнение, перекристаллизация, образование трещин диагенетического происхождения. В результате взаимодействия составных компонентов осадка с иловыми (поровыми) водами и ОВ, находящегося в нем, идут процессы аутигенного минералообразования, проявляющиеся в доломитизации, кальцитизации, сульфатизации, окремнении, засолонении и т.п.

При воздействии СО2, образующегося в результате разложения ОВ на составные компоненты осадка, идет их частичное растворение. При этом большое значение имеет концентрация водородных ионов и окислительновосстановительный потенциал в осадке.

В стадию эпигенеза имеют место те же процессы, что и в диагенезе, но происходят они уже в литифицированной породе под влиянием подземных вод и УВ при соответствующих термобарических условиях. Под влиянием тектоники образуются трещины тектонического происхождения, вдоль которых при благоприятных условиях формируются вторичные поры выщелачивания.

Влияние диагенетических и эпигенетических преобразований на формирование полезной емкости не является однозначным. Ниже приводится характеристика постседиментационных процессов, принимающих участие в формировании пустотного пространства.

Перекристаллизация - частичное растворение, осаждение, перераспределение вещества, приводящее к изменению структурно-текстурных особенностей 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 непроницаемую 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.

На более поздних стадиях литогенеза, когда осадок литифицируется и превращается в породу, некоторые примеси придают ей хрупкость и, если на такую породу оказывают воздействие тектонические напряжения, она растрескивается. По трещинам и ослабленным зонам образуются вторичные поры выщелачивания, порода становится относительно более пористой и проницаемой.

Г.А. Каледа (1958), Е.А. Калистова (1970) 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.

Перекристаллизация в различных структурно-генетических типах пород проявляется по-разному. Например, первичные тонкозернистые известняки оказываются менее перекристаллизованными, чем тонкозернистые доломиты, последние поэтому являются часто и наиболее 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 перекристаллизованных (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 главным 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 породы 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 образуются слабопористые доломитизированные породы.

Образование пористости во вторичных диагенетических доломитах зависит не только от состава и концентрации поровых магнезиальных растворов, но также и от растворимости известкового ила и наличия 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%.

Выщелачивание - процесс растворения, происходящий в породах преимущественно карбонатных, на протяжении всего геологического времени, пока в них циркулируют растворители, непрерывно меняющие при этом характер пустотного пространства, величину пористости и степень проницаемости. Процесс растворения сопровождается выносом вещества. Растворимость карбонатных пород протекает с различной интенсивностью в карбонатных отложениях разного генезиса.

Большое влияние на растворимость карбонатных пород оказывает парциальное давление СО2, содержащегося в поровых (иловых), подземных водах, и наличие в осадке органического вещества. На стадии эпигенеза выщелачивание определяется химическим составом, растворяющей способностью подземных вод, скоростью их движения, трещиноватостью и наличием в подземных водах углеводородов.

Как известно, наибольшей химической активностью в карбонатных породах обладают углекислые воды. Причем, по растворимости карбонатные минералы обычно размещаются в следующей последовательности: арагонит - кальцит - доломит - магнезит. Однако не исключена возможность и нарушения этой последовательности, обусловленная специфическим химизмом подземных вод.

Увеличение пористости происходит в тех участках породы, где скорость растворения превышает интенсивность вторичного выпадения вещества в осадок. Часть растворенного материала переотлагается в других участках породы, образуя цемент, уменьшая пористость, часть его выносится по трещинам и поровым каналам.

В связи с тем, что наиболее богатыми углекислотой (наиболее кислыми) являются приповерхностные воды, процессы растворения наиболее интенсивно протекают в зоне гипергенеза, поэтому при изучении коллекторских свойств пород, особенно карбонатных, пристальное внимание следует уделять участкам и зонам разреза, приуроченных к внутриформационным перерывам, так как здесь можно ожидать появления улучшенных коллекторов, образование которых обязано как процессам выщелачивания, так и выветривания.

Кальцитизация - процесс замещения доломита, ангидрита и др. минералов кальцитом, обрастание регенерационными каемками органических остатков, заполнение кальцитом пор, каверн и трещин разного генезиса в известняках, доломитах, сульфатно-галогенных породах под влиянием взаимодействия пород (осадков) с водами гидрокарбонатно-кальциевого состава. Кальцитизация может происходить метасоматическим путем, при котором один минерал замещается другим вследствие химической реакции твердого тела с раствором и путем заполнения пор, каверн и трещин кальцитом. Процесс кальцитизации не способствует образованию эффективной емкости пород, однако по кальцитизированным участкам могут впоследствии развиваться пустоты выщелачивания.

Сульфатизация - процесс метасоматического замещения кальцита, доломита и других минералов гипсом, ангидритом, целестином, а также выполнение ими пор, каверн и трещин. Сульфатизация может происходить на различных этапах литогенеза. Наиболее активно сульфатизация протекает при значительной минерализации пластовых вод сульфатно-кальциево-магниевого состава.

Многие исследователи считают, что сульфатизация, как правило, отрицательно влияет на формирование коллекторских свойств пород. Но известны случаи, когда интенсивно сульфатизированные трещиноватые доломиты становились пористо-проницаемыми за счет повышенной трещиноватости и связанными с нею вновь образованными порами выщелачивания, приуроченными к сульфатизированным участкам.

Окремнение - вторичный процесс замещения карбонатных и других минералов или их агрегатов кремнеземом в осадке и в породе и заполнение ими пор, каверн и трещин. Кремнистость характеризуется присутствием кремнезема, который может иметь биогенное и абиогенное происхождение. При воздействии на кремнистые и окремненные породы щелочных вод (рН 8) происходит частичное растворение кремнезема с образованием вторичных пор выщелачивания.

Кремнезем придает породам хрупкость и способствует их растрескиванию. Трещины обеспечивают сообщаемость первичных и вторичных пор.

Показатели диагенетической и эпигенетической преобразованности осадков разработаны пока недостаточно. С определенной долей условности ими могут быть размер зерен и степень их прозрачности. Принято считать, что тонкозернистый кальцит и доломит с размером зерен менее 0,01 мм являются первичными, седиментационными. В стадию диагенеза и эпигенеза происходит их перектисталлизация. Перекристаллизованные зерна имеют размер более 0,01 мм.

Зерна карбонатных минералов, перекристаллизованные в стадию диагенеза, обычно непрозрачные, что объясняется примесью в них тонкозернистого, не до конца ассимилированного карбоната и глинистых частиц. Зерна карбонатных минералов, перекристаллизованные в стадию эпигенеза, характеризуются более крупным размером и прозрачностью.

К эпигенетическим относятся процессы кальцитизации, доломитизации, сульфатизации, окремнения, засолонения, проявляющиеся в заполнении пор, каверн и трещин вышеотмеченными вторичными минералами или (и) окисленным битумом и нефтью. Парагенез аутигенных минералов с твердым битумом и пиритом относится к заведомо эпигенетическому процессу.

Из перечисленных процессов наиболее существенную роль в формировании полезной емкости пород играет выщелачивание. Влияние процессов перекристаллизации, доломитизации нужно рассматривать в конкретных геологических условиях, ибо их роль не всегда однозначна. Неблагоприятно влияют на формирование коллекторских свойств пород уплотнение, кальцитизация, сульфатизация, засолонение и в ряде случаев окремнение.

Лекция 4. Тектонические факторы

Тектонические факторы. Роль первичной пористости в формировании емкостного потенциала коллекторов очень существенна, ее величина определяется условиями осадконакопления. Последние теснейшим образом связаны с тектоническим развитием бассейна осадконакопления. Особенно отчетливо это выражено в карбонатных породах. В отложениях, накапливающихся на мелководье или на повышенных участках морского дна пористость обычно значительно выше, чем в карбонатных осадках, отлагавшихся в более глубоководных условиях. Кроме того, с повышением рельефа морского дна часто связаны биогермные постройки (биогерма - известковый нарост на дне водоема, образованный прикрепленными организмами), обладающие высокой изначальной пористостью. Нередко формирование и простирание рифов контролируется разломами.

В дальнейшем при погружении пород происходит уменьшение первичной пористости в основном за счет уплотнения и цементации пород. При медленном погружении уплотнение происходит равномерно, и уже на глубинах 2,5-3 км первичная пористость достигает своей минимальной величины. Если же погружение пород происходит быстро (некомпенсированное прогибание), то последние остаются недоуплотненными, и при прочих благоприятных условиях в них на больших глубинах может сохраниться достаточно высокая первичная пористость.

Таким образом, одним из основных тектонических факторов, влияющих на формирование и сохранность первичной пористости, является направленность и интенсивность колебательных движений.

На первичную пористость часто накладывается вторичная, которая может играть, особенно в карбонатных породах определяющую роль. На интенсивность проявления различных вторичных процессов влияние тектоники трудно переоценить. На первое место выступает направленность колебательных движений. Так, для регрессивных циклов характерно развитие выщелачивания и доломитизации, способствующих увеличению первичной пористости. Выщелачивание в сводовых частях структур проявляется интенсивнее, затухая к крыльям. Общепризнанной является положительная роль перерывов в осадконакоплении, способствующих формированию в условиях гипергенеза вторичных коллекторов.

Тектоническая напряженность в породах, как известно, может приводить к образованию пустот, появляющихся вследствие возникновения тектонической трещиноватости. Как показали многочисленные исследования, даже максимальная плотность тектонических трещин не создает сколько-нибудь значимой для резервуара, содержащего УВ емкости: величина трещинной пористости обычно оценивается в десятые, сотые доли процента, редко достигает 2%.

Опосредованно тектоническая трещиноватость может существенно влиять на увеличение емкости породы-коллектора в зонах интенсивной циркуляции растворов (обычно зоны долгоживущих или дизъюнктивных нарушений - разрывы, сопровождающиеся перемещением разорванных частей геологических тел друг относительно друга), где вдоль трещин образуются пустоты выщелачивания, каверны. В этих случаях можно говорить о том, что плотность трещин увеличивает емкость коллектора (до 10% и редко до 30% от общей емкости коллектора).

Не менее велико, хотя и локально, влияние на эпигенетические преобразования пород дизьюнктивной тектоники. Образующиеся в результате разномасштабных разрывов повышенно проницаемые приразрывные зоны служат путями фильтрации агрессивных флюидов, способствующих интенсивному протеканию процессов гидрохимического эпигенеза. В случае выноса растворимых минералов за пределы пласта-коллектора, эти процессы могут способствовать формированию вдоль зоны дизьюнктивов участков с повышенными коллекторскими свойствами. В обратном случае, интенсивный гидрохимический эпигенез приводит к залечиванию имеющихся пустот и трещин и формированию экранов. Разломы могут явиться путями фильтрации глубинного углекислого газа, который в соединении с водой образует углекислоту, являющуюся весьма активным растворителем.

При изучении влияния дизьюнктивов на коллекторские свойства пород (как на пористость, так и в особенности на проницаемость) определен (Влияние вторичных изменений пород осадочных комплексов на их нефтегазоносность. Сб.н.тр. Л., ВНИГРИ, 1982, 144 с.) ряд тектонических показателей, характеризующих направленность этого влияния.

К положительным характеристикам зон дизьюнктивных нарушений, способствующих улучшению коллекторских свойств пород, особенно карбонатных, относятся:

- развитие дизьюнктива в слабо дислоцированном регионе;

- небольшая глубина проникновения дизьюнктива;

- пологий угол наклона сместителя;

- наличие по разрыву неоднократных тектонических подвижек с небольшой величиной вертикальной амплитуды;

Наличие в приразрывной зоне хрупких в механическом отношении пород, способствующих формированию достаточно широких зон повышенной трещиноватости.

В зонах дизьюнктивов маловероятно ожидать наличия коллектора, а следовательно и залежей УВ, если они обладают следующими характеристиками:

- разрывы в сильно дислоцированном регионе;

- разрывы сквозные;

- разрывы имеют значительную протяженность по вертикали (глубина проникновения);

- по разрывам отсутствуют неотектонические подвижки.

Влияние тектоники на емкостные свойства пород сказывается и через температуру. Ряд исследователей считаем, что с увеличением глубины залегания пород влияние температуры на величину пористости возрастает и даже становится определяющим, ибо с повышением температуры возрастаем интенсивность гидрохимических процессов, приводящих в конечном итоге, к залечиванию пустотного пространства. Поэтому для сохранения пористости на значительных глубинах более благоприятны территории с низким геотермическим градиентом.

Влияние тектонических факторов на проницаемость сложных коллекторов является еще более наглядным. Несмотря на то, что между пористостью и проницаемостью не существует прямой зависимости (главным образом за счет того, что в породе не все поря являются сообщающимися), тем не менее достаточно уверенной является тенденция увеличения проницаемости с ростом пористости породы. Поэтому те тектонические факторы, которые способствуют увеличению пористости, благоприятно влияют и на увеличение проницаемости.

В сложном коллекторе, помимо межзерновой проницаемости, весьма велика, а иногда и определяющая роль трещинной проницаемости. Влияние тектоники на формирование трещиноватости является общепризнанным.

Несомненно определяющее влияние ориентировки тектонических трещин на характеристику фильтрационных свойств сложных коллекторов. На локальных структурах обычно закономерным является следующее распределение тектонической трещиноватости. В центральной части локальной структуры развивается преимущественно одна система трещин растяжения, ориентированных вдоль оси складки. На крыльях складки среди систем трещин преобладают две системы, имеющие простирание также вдоль оси складки, но падающие в разные стороны. На периклиналях (периклиналь - часть антиклинали, где слои складки замыкаются, а шарнир погружается) преобладающими являются также две системы, но с взаимно перпендикулярными простираниями. В общем случае по площади структуры вдоль оси должна наблюдаться анизотропия фильтрационных свойств коллектора, на периклинали эти свойства близки к изотропным.

Тектонические процессы оказывают решающее влияние и на раскрытие трещин: для зон сжатия характерны минимальные раскрытия трещин; для зон растяжения - максимальные. Так как тектонические трещины как преимущественные пути фильтрации флюидов в результате гидрохимического эпигенеза становятся залеченными, то эффективными являются лишь те тектонические трещины, формирование которых обусловлено новейшими тектоническими движениями. Именно к районам с активной неотектоникой приурочено большинство месторождений в сложных коллекторах.

Однако активная тектоника может оказывать и отрицательное влияние на формирование коллекторов, а следовательно и залежей УВ в том случае, если тектоническая трещиноватость захватывает не только коллектор.

Гидрогеохимические факторы. Пористость и проницаемость коллекторов может изменяться под воздействием химически активных подземных вод. Наибольшее значение имеют процессы доломитизации, сульфатизации, кальцитизации, окремнения, а также обратные перечисленным явления преобразования или ликвидации соответствующий минеральных компонентов породы.

Указанные процессы с позиций гидрохимии сводятся к реакциям осаждения из растворов твердой фазы или ее растворения (в том числе инконгруэнтного, при котором одни минералы замещаются другими). Эти реакции влияют на вещественный состав пород, меняют объем их скелета и пустотного пространства и приводят к изменению объема и химического состава подземных вод.

Причиной подобных процессов является отклонение системы «вода - порода» от состояния физико-химического равновесия, когда пропитывающий породу водный раствор оказывается пересыщен каким-либо компонентом или наоборот, способным растворить некоторые из присутствующих в породе минералов. Нарушение же равновесия, в свою очередь, является следствием гидрогеологических процессов - перемещений вод из одного литологического объекта в другой, смешений вод разного состава, изменение температуры растворов, их дегазация при понижении давления и т.д.

В рассматриваемом аспекте наиболее существенными являются два фактора: состав вод, и кинетика поступления в реакционную зону или отвода из нее растворимых химических компонентов. Первый определяет характер и направленность изменения породы, второй - масштабы и скорость изменения породы.

Ввиду значительной сложности состава подземных вод и большого разнообразия условий их местонахождения, какие-либо обобщенные оценки первого фактора в настоящее время вряд ли осуществимы.

При оценке второго (кинетического) фактора важно различать два возможных механизма транспортировки растворенных компонентов в зону или из зоны преобразования породы - диффузионный и конвективный.

Диффузионный механизм эффективен в условиях застойной гидрогеологической обстановки при наличии больших градиентов химических потенциалов, т.е. на участках относительно резкого изменения химического состава вод. Действие этого механизма может приводить к очень сильному и четко локализованному преобразованию коллекторских свойств пород.

Конвективный перенос химических компонентов осуществляется движущимся раствором. Масштабы преобразования породы по пути движения вод зависят, при прочих равных условиях, от их расхода, определяющего интенсивность подачи реагентов в зону реакции. Поскольку удельный расход потока связан с проницаемостью, скорость залечивания или коррозии стенок отдельной трещины пропорциональна кубу величины ее раскрытости. Поэтому при конвективном способе переноса широкие трещины преобразуются водами быстрее, процессы растворения протекают многократно активнее и в изначально наиболее проницаемых зонах, представляющих собой пути миграции максимальных количеств воды. В этих условиях процессы залечивания трещин быстро уменьшают фильтрационную неоднородность трещинной среды, процессы же растворения увеличивают ее, гипертрофируя первоначальные различия.

Изменения коллекторов подземными водами протекают в конкретных палеогидрогеологических условиях, определяющих направленность и силу действия охарактеризованных выше факторов - химического и кинетического.

Лекция 5. Формирование коллекторских свойств в ходе литогенеза. Седиментогенез

Литогенез - вся совокупность процессов образования и эволюции осадочных горных пород (Haug, 1907). В настоящее время под литогенезом понимаются все процессы, непосредственно связанные с образованием (стадия седиментогенеза), последующими превращениями осадка в породу (стадия диагенеза), ее изменениями до превращения в метаморфическую породу (стадия катагенеза) (Геологический словарь, 1978).

Формирование коллекторских свойств осадочных пород представляет собой сложный процесс, протекающий на всех стадиях литогенеза.

Стадия седиментогенеза.

Седиментогенез - стадия образование осадка. Н.Б. Вассоевич (1957, 1962) под седиментогенезом понимал именно выпадение осадка от первого момента его пребывания на дне водоема до наступления стадии диагенеза, т.е. до наступления такого момента, когда между средой в осадке и водой в бассейне седиментации не наступит геохимическое противоречие. Н.М.Страхов (1953, 1960) в понятие седиментогенеза включает и предысторию осадка: мобилизация веществ в коре выветривания, перенос веществ и осадконакопление на водосборных площадях, осадконакопление в конечных водоемах стока.

Коллекторские свойства на первых стадиях литогенеза определяются составом исходного материала и условиями формирования отложений. К последним относятся:

- способ, длительность и протяженность переноса обломочного материала;

- тип водоема осаждения и его гидродинамика;

- его тектоническое положение и климат;

- физико-химическая характеристика среды отложения.

Состав исходного материала определяется характером выветривающихся материнских пород и длительностью процессов выветривания. Дальнейшее преобразование гипергенного материала осуществляется в процессе переноса и осадконакопления, предопределяя степень минеральной зрелости (мономинеральности) осадочного материала.

Способ, длительность, протяженность переноса осадочного вещества, а также гидродинамика бассейна седиментации являются основными факторами, формирующими структурно-текстурные признаки осадка (размер зерен, степень окатанности, сортированности, ориентированность зерен в осадке).

Тектоника, как было показано ранее, во многом предопределяет условия формирования осадка, а следовательно и его минеральный состав, и структуру.

Климат, во-первых, определяет интенсивность процессов гипергенеза, во-вторых, минеральные и отчасти структурные преобразования осадочного вещества на путях переноса и осадконакопления.

Сочетание климатических, гидродинамических, гидрогеохимических факторов создает определенную физико-химическую обстановку седиментации.

Для терригенных коллекторов основным показателем их класса является гранулометрический состав, форма и характер поверхности слагающих породу зерен. Минеральный состав и структурно-текстурные особенности является результатом определенной динамики и физико-географической обстановки их накопления. Одновременно с заложением седиментационных структур и текстур терригенных пород происходит и формирование первичной (седиментационной) пористости. Структура - строение породы, обусловленное величиной, формой зерен, степенью цементации. Текстура - характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Поровое пространство является компонентом структурно-текстурного облика породы. Поры, сформированные на этапе седиментогенеза - седиментационные.

Факторы, контролирующие первичную пористость:

- размер зерен;

- сортированность;

- форма зерен (степень изометричности);

- округленность зерен;

- характер упаковки.

Все эти структурно-текстурные признаки тесно взаимосвязаны.

Размер зерен. Теоретически пористость не зависит от размера (Селли, 19 ). Так, например, К. Слихтер (1899) указывал, что значения теоретической пористости не зависят от величины зерен, а изменяются только в зависимости от плотности их укладки. «Идеальная ситуация» - в хорошосортированных песках пористость не зависит от размера зерен. Однако это не всегда так. По экспериментальным данным даже в хорошо отсортированных песках пористость уменьшается с увеличением размера зерен. Однако, речные пески показали обратную зависимость. По-видимому, в этом случае сказывается характер упаковки зерен (текстурные признаки).

В. Энгельгардт (1964) приводит примеры значений пористости современных осадков Северного моря и Калифорнийского берега в зависимости от медианного размера зерен. Пробы взяты на глубинах моря от 3 до 30 м. Осадки Северного моря с медианным размером 120 и 240 мкм имеют пористость, равную 0,40 и 0,44. Для калифорнийских песков при медианном диаметре зерен 200-700 мкм пористость равна 0,38 и 0,45. При меньшем медианном диаметре зерен пористость осадков значительно возрастает.

Пористость песчаников, алевролитов и глин может быть одинакова, но неравноценна с точки зрения коллекторских свойств. Песчано-алевритовые породы при благоприятной пористости являются коллекторами нефти и газа, тогда как глины при той же пористости практически непроницаемы.

Проницаемость увеличивается с увеличением размера зерен. В более тонкозернистых осадках каналы между порами тоньше, а следовательно и более высокое капиллярное воздействие.

Сортированность. Пористость увеличивается с увеличением степени отсортированности зернистого материала. И проницаемость коллектора также увеличивается с увеличением степени отсортированности породы. Объяснением этому, по-видимому, служит то, что более мелкие частицы (матрикс) закупоривают поровое пространство породы, в то время как песчаный материал, складываясь в определенные упаковки, оставляет свободное емкостное пространство.

Упаковка зерен. Теоретическая пористость агрегатов, составленных из сфер одинакового диаметра в зависимости от укладки (ромбоэдрической или кубической) может колебаться от 26 до 48%. Эти пределы хорошо согласуются с пределами пористости песков, большинство которых при естественном залегании имеет пористость от 30 до 50%. Гретон и Фрезер выделили 6 типов упаковок от наиболее рыхлой - кубической до наиболее плотной - ромбоэдрической (гексагональной).

При кубической укладке сферических зерен пористость можно подсчитать следующим образом. Элемент пористой системы представляет собой куб с размером ребер 2r, где r - радиус зерна. Следовательно полный объем пористого элемента (элементарной ячейки):

V1 = (2r)3 = 8r3

Так как элемент пористой среды состоит из восьми частиц, каждая из которых составляет 1/8 сферы, то объем зерен в элементе равен:

V2 = 4r3 / 3

Таким образом, пористость рассматриваемого элемента:

V3 100% = V1-V2 / V1= 8r3 - 4/3r3 100 = 47,6%

Минеральный состав. На фильтрационные параметры коллекторов существенное влияние оказывает помимо структурно-текстурных признаков минеральный состав, в т.ч. и зерновой части породы, аллотигенная часть которого закладывается в стадию седиментогенеза. Экспериментальные работы по изучению влияния минерального состава на проницаемость терригенных коллекторов впервые были осуществлены П.П. Авдусиным, В.П. Батуриным, З. Варовой в 1937 г. Было установлено, что лучшими фильтрационными свойствами обладают кварцевые пески вследствие низкой сорбционной способности кварца. Наличие трещин спайности и таблитчатый габитус большинства минералов, слагающих полимиктовые песчаники, а также более высокая их сорбционная емкость значительно снижают коэффициент фильтрации флюидов.

Среди факторов, влияющих на формирование порового пространства коллекторов, т.е. их коллекторского потенциала, существенная роль принадлежит глинистым минералам, присутствующих в виде примеси.

Первичная пористость глинистых осадков значительно выше пористости песчаных. Пористость свежеотложенных тонких глинистых осадков превышает 0,8 (Ханин, 1969). Наибольшую пористость имеет осадок, образующийся в воде, свободной от электролитов. Но высокая пористость глинистых осадков на стадии седиментогенеза не означает заложения хороших коллекторских свойств породы. Во-первых, в глинах преобладает закрытая или частично открытая пористость, во-вторых, большая часть пор заполнена водой, а следовательно эффективная пористость пород мала.

Пористость глин и глинистых пород находится во многих случаях в простой зависимости от глубины залегания (Вассоевич, 1960; Энгельгардт, 1964).

Степень влияния минерального состава глинистых примесей на коллекторские свойства пород тесно связана со строением их кристаллической решетки. Установлено, что максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Добавление 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита - в 30 раз (рис. 2, с.151, Справочник). Этот же кварцевый песчаник с примесью каолинита 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость.

На фильтрацию флюидов через коллектор влияет также форма выделения глинистого вещества в поровом пространстве коллектора. Если глинистый матрикс распределен равномерно, то влияние глинистого вещества тем сильнее, чем мельче зерна породы и хуже сортированность обломочного материала, т.е. сложнее структура порового пространства. При равномерном распределении глинистое вещество превращает первоначально крупные поры в мелкие, тупиковые, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания, что препятствует движению нефти по пласту. И чем больше глинистого вещества, тем больше усложняется конфигурация пор и затрудняется движение флюида по пласту.

Существенно влияет на уменьшение размера пор способность глинистых минералов к пластическим деформациям. При увеличении статистической нагрузки на коллектор в равномерно распределенным глинистым цементом глинистое вещество вследствие своей пластичности способно заполнить эффективные каналы, что в крайнем случае может привести к полной потере породой емкостных и фильтрационных свойств. В этом случае коллектор становиться покрышкой и может экранировать залежи нефти в нижележащих коллекторах.

Карбонатные коллектора отличаются большим разнообразием по пористости. Чистые карбонатные породы образуются из неуплотненного карбонатного ила, состоящего из метастабильного арагонита. Пористость известковых илов на поверхности дна у берегов Флориды составляет 0,87, на глубине 120 см - 0,78, на глубине 280 см - 0,75 (Энгельгардт, 1964). Структура порового пространства чистых карбонатов в значительной мере зависит от процессов растворения и осаждения.

...