Нефтегазовая литология

3. Карбонаты - кальцит и доломит - сингенетические и диагенетические, а также катагенетические, сидерит и анкерит - диагенетические и катагенетические.

4. Кремнистые вещества - опал - сингенетический (кремнистые организмы), халцедон и кварц - диагенетические и катагене-тические.

5. Сульфаты - гипс, ангидрит, барит, целестин - сингенетические, диагенетические и катагенетические.

6. Фосфаты - в основном син- и диагенетические.

Развитие процессов цементации при диагенезе и катагенезе прежде всего связано с поступлением в пористые породы все новых порций погребенных вод из глин по мере их уплотнения. Первоначальное количество воды в глине может составлять до 80% объема. А в су-хих сланцеватых аргиллитах остается 4-5%. Отжатая вода из глин со всеми разнообразными растворенными солями почти полностью перейдет в выше и ниже расположенные пористые породы. Здесь надо учитывать два фактора:

1. Минеральный состав глин, который влияет на отдачу воды, при прочих равных условиях каолинитовые и гидрослюдистые глины отдают воду легче, чем монтмориллонитовые;

2. Соотношение глин и песков в разрезе. Маломощные песчаные пласты в глинистых толщах полностью зацементированы до степени сливных песчаников, а в мощных песчаных пачках при малом количестве глин в разрезе остаются свободные поровые пространства.

Характер осаждающихся из растворов минералов будет целиком и полностью определяться химическим составом и концентраией солей в иловых водах, а затем в пластовых водах.

Общая минерализация увеличивается с глубиной, у поверхности составляя 0,0n мг/л - n г/л, а на глубине 2 км и более - до 150-200 г/л.

В результате повышения концентрации (или снижения ТоС и Р) в осадок начинают выпадать труднорастворимые соединения. Из наиболее массовых процессов - выпадение карбонатов (подзона карбона-тизации). В связи с уходом иона СО32- в пластовых водах начинает преобладать SO42-. Далее осаждаются сульфаты. Далее подзона окварцевания (кремнезем) и далее - хлоридизации.

Определенная зональность наблюдается в поведении растворимой части терригенных пород при погружении их на глубину. Для Прикаспийской впадины Б.К.Прошляков установил, что наблюдается постепенное снижение количества растворимой части от зоны поверхностных температур до 55-60о. В температурном интервале 60-80о количество растворимой части стабилизируется, а затем до 145о вновь возрастает. Основная роль в составе р.ч. принадлежит кальциту. Установлено, что до глубины 2,3 км (до 55о) карбонаты растворяются в это регулируется содержанием углекислоты и хлористого натрия. Развитию процесса способствует повышающееся с глубиной давление и постепенное понижение рН. Противодействует этим факторам рост температуры, снижающий растворимость углекислоты. Глубже 2,3 км при температуре выше 60о количество растворенной углекислоты постепенно уменьшается, и карбонаты выделяются в твердую фазу. При температу-ре более 140-150о растворимость их вновь возрастает.

По характеру распределения карбонатов в разрезе выделены три зоны:

1. Зона декарбонатизации до 2,0 км, температура 15-60о.

2. Зона остаточных карбонатов в интервале 2,0-2,5 км, 50-70о.

3. Зона карбонатизации прослежена на глубинах от 2,3-2,5 км до 4,4 км (ниже образцы отсутствуют). Выделение вторичных карбонатов наблюдается в порах, а с глубины 3,8-4,0 км наблюдается также метасоматическое замещение карбонатами кварца а полевых шпатов.

Основные выводы:

1. Для сохранения первичных терригенных коллекторов наиболее благоприятны платформы с низкими геотермическими градиентами, а при равных геотермических градиентах - районы с относительно молодыми отложениями. Наименее благоприятны для сохранения емкостных свойств пород складчатые области.

2. На платформах первичные коллекторы промышленного значения распространены в подзонах прото- и мезокатагенеза вплоть до градации МК4.

3. Вторичные поровые и трещинные коллекторы связаны с градациями МК5 - АК3.

Уровень возникновения катагенетической трещиноватости можно устанавливать по коэффициенту уплотнения. По данным Б.К. Прошлякова, трещины гидроразрыва в породах появляются при значении коэффициента более - 0,9. Так в терригенных мезозойских породах Прикаспийской впадины соответствующее уплотнение и трещинообразование происходит на глубине 3,5-4,0 км.

Глубина положения границ между различными типами коллекторов в значительной степени определяется температурой недр и длительностью ее воздействия. Например, по данным П.А.Карпова и др., на одних и тех же глубинах (около 4,8 км) в кварцевых песчаниках верхнего мела на Апшеронском полуострове развиты поровые коллекторы (градация МК1, 100^о), а в аналогичных по составу среднедевонских песчаниках Воронежского массива распространены порово-трещинные коллекторы (градация МК 3-4, 120^о).

Таким образом, глубина распространения первично-поровых коллекторов в терригенных породах может быть достаточно большой (более 4,5 км), прослеживаясь в диапазоне градаций ПК1-МК4 платформенных областей. В осадочных бассейнах складчатых областей диапазон распространения первично-поровых коллекторов ограничивается снизу уровнем градации МК2, глубже прослеживаются коллекторы порово-трещинного и трещинного типов.

Лекция 10. Карбонатные породы как коллекторы нефти и газа

Карбонатные породы - осадочные образования, которые более, чем на половину сложены карбонатными минералами. По минеральному составу все карбонатные породы довольно однообразны, но в структурном отношении имеют гораздо больше разновидностей, чем породы терригенные.

Классификация карбонатных пород по минеральному составу: известняки, доломиты, магнезиты, сидериты и т.д.

Любая карбонатная породы состоит из следующих элементов: зерна (форменные элементы), цемент, поры.

Структуры карбонатных пород определяются основными компонентами (видами зерен) и их соотношением.

Зерна: обломочные, биоморфные, сфероагрегатные, комки.

Цемент: карбонатный (микрит, спарит) и некарбонатный.

Структурная классификация карбонатных пород по В.Т.Фролову.

Пустотное пространство карбонатных пород. В карбонатных породах могут быть все виды пустот по стадиям формирования. В биоморфных карбонатных породах к первичным относятся внутриформенный и межраковинные пустоты. В обломочных и оолитовых известняках пористость вначале первичная. Так же как и в терригенных породах на создание первичных пор влияет форма, размер минеральных зерен или агрегатов, характер упаковки, количество и тип цемента. Однако первичные пустоты в карбонатных породах играют меньшую роль, чем вторичные. Даже в рифовых известняках, где роль первичной пористо-сти высока, свои наилучшие коллекторские свойства известняки при-обретают вледствие вторичных процессов.

Пустоты, формирующиеся в карбонатных породах при постседиментационных процессах, являются преобладающими.

Практически все карбонатные коллекторы относятся к коллекторам сложного типа.

Заложение седиментационной пористости связано со структурным типом карбонатной породы (структура - опосредована определенными условиями образования).

Наиболее распространенными карбонатными породами - коллекторами являются известняки.

В пределах основных генетических (или структурных) групп известняков можно выделить определенные структурные разности пустот.

1. Биоморфные известняки.

В рифах выделяются: так называемые «ситчатые» известняки с пористостью до 60%, сложенные кораллами, мшанками, брахиоподами; «губчатые» крупно-детритовые известняки (с пористостью 40-45%) часто кавернозные; малопористые известняки с отдельными порами и кавернами, чаще всего выщелачивания. Ситчатые и губчатые группируются в зоны повышенной пористости (рис. рифа). Образование ее в этих зонах часто связано с выведением пород на поверхность и выветриванием. Дебиты скважин в разных частях рифа различны.

Фитогенные известняки - строматолиты - имеют широкое развитие в породах кембрия, венда и рифея. Скелетные остатки этих организмов имеют пустоты и могут быть коллекторами.

2. Биоморфно-обломочные известняки.

Эти породы, как правило, всегда сцементированы и обладают меньшим емкостным пространством по сравнению с биоморфными. Пустоты этих пород называют межагрегатными, так как внутренняя структура составных частей этих пород различна.

3. Сферолитовые и кристаллитовые известняки.

В оолитовых породах различается поровое пространство межоолитовое, трещины сокращения между и внутри концентров оолита и отрицательно-оолитовые пустоты, образующиеся при выщелачивании оолитов. Оолитовые известняки довольно хорошие коллекторы. При отсутствии цемента могут существовать оолитовые пески.

Кристаллитовые известняки. Структура порового пространства кавернозная, в кристаллитово-зернистых - может быть межзерновая.

4. Пелитоморфные известняки.

Эти породы обычно обладают повышенной трещиноватостью по сравнению с другими типами карбонатных пород. Многочисленные трещины сокращения могут образовываться в пелитовым карбонатном осадке при его обезвоживании. В этих же известняках развито наибольшее количество стилолитовых швов.

5. Обломочные известняки.

По структурам эти породы сходны с обломочными, но по склонности к вторичным процессам тяготеют к известнякам.

Доломиты - следующие по распространенности карбонатные породы.

Лекция 11. Нетрадиционные коллекторы

К нетрадиционным коллекторам относятся толщи пород, обладающие низкой пористостью, представленные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными и метаморфическими породами. Их нефтегазоносность мала по сравнению с карбонатными и обломочными коллекторами.

Их можно разделить на две группы. Первая - глинистые и биогенные кремнистые толщи («баженовиты» - глинисто-кремнистые; «доманикиты» - глинисто- и кремнисто-карбонатные). Их нефтегазоносность обычно сингенетична. Природные резервуары возникают в них в процессе катагенеза и само возникновение или увеличение пустот связано с генерацией углеводородов и перестройкой минерального скелета пород.

Глинистые породы. В глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из ОВ жидких продуктов и газов возникают зоны разуплотнетия. Какой-то участок породы вследствие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин и возникает природный резервуар, ограничен-ный со всех сторон менее измененными породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Считается, что подобным образом образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры Западной Сибири (Салымской месторождение и др.)

Породы баженовской свиты Западной Сибири получили наибольшую известность. Масштабы ее развития огромны. Она прослеживается с ЮВ на СЗ на 1200 км, полосой шириной 600 км. Кровля свиты вскрыта сквадинами на глубине 2100 - 3400 м, мощность ее составляет в среднем 15-30 м, увеличение мощности до 50-95 м отмечено на севере плиты, а убывание до 5 м - на локальных поднятия в пределах сводов (Сургутского и др.). Максимальный дебит из этих коллекторов на Салымском месторождении достигал нескольких сотен тонн в сутки. Породы имеют пелитовую структуру, микрослоистость подчеркивается распределением ОВ, содержание которого достигает 25%, содержание свободного кремнезема повышенное (10-30%), общая пористость 5-8%, плотность 2,23-2,4 г/см3 (по Н.Б.Вассоевичу, такая плотность характер-на для пород начального катагенеза - буроугольной стадии), что заметно ниже по сравнению с выше- и нижележащими породами. Основной причиной возникновения пустот в глинистых породах баженовской свиты является преобразование органического вещества, в результате которого возрастает объем флюидов. Возросшее давление способствует образованию сети трещин в основном по наслоению вдоль ослабленных уровней.

Об уменьшении плотности пород баженовской свиты свидетельствует эксперимент, проведенный М.К. Калинко. Образец породы подвергался нагреванию до 180о С при давлении 25 Мпа в течение 20 суток. До нагревания пористость породы составляла 1,88%, после нагревания увеличилась до 2,71%, доля крупных пор размером более 10 мкм возросла с 6 до 11%.

По времени формирование коллекторских свойств и генерация УВ в баженитах, по-видимому, совпадает. Эти породы являются коллекторами одноразового использования. При отборе нефти трещины смыкаются. В них нельзя закачать нефть или газ как это делают при строительстве подземных хранилищ в других типах пород.

Кремнистые породы биогенного происхождения. На первых этапах «ажурная» структура створок диатомовых водорослей и других организмов, сложенных опалом, создает биопустотный коллектор. В последующем при повышенном содержании сапропелевого ОВ процессы генерации сходны с процессами в глинистых толщах. При трансформации опала в кристобалит-тридимит на месте биогенной возникает глобулярная структура. При дальнейшем увеличении катагенеза и трансформации кремнезема в халцедон и кварц возникают породы уже другого типа (порцелланиты и др.), происходит их растрескивание, система трещин способствует образованию резервуара (миоценовые породы формации Монтерей в Калифорнии). Сходным образом возникают резервуары в глинисто-карбонатных богатых ОВ породах, называемых доманикиты.

Вулканогенные породы.

Нефть и газ в туфах, лавах и др. разно-стях вулканогенных пород связана с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала или со вторичным выщелачиванием. Нефтегазоносность этих пород всегда вторична. Регионально нефтеностной является, например, осадочно-туфогенный вулканогенный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана.

В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфическими и интрузивными породами. Большей частью природ-ные резервуары в низ возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными растворами и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири.

Лекция 12. Породы-покрышки (флюидоупоры)

Флюидоупор - один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе пород флюидоупора является обязательным условиям формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа. В определении термина порода-покрышка (флюидоупор) среди исследователей нет единства. Большинство авторов в качестве основного показателя породы-флюидоупора называют низкую проницаемость и способность ее таким препятствовать миграции УВ из перекрываемого ею коллектора. Часть авторов при выделении пород-покрышек учитывает роль составляющих породу компонентов, а также энергетику процессов. Ниже приводятся определения разных авторов понятия порода-покрышка (Словарь…, 199….).

- Т.Т. Клубова (1968) - сложные природные системы, основными компонентами которых являются составляющие их минералы, ОВ и насыщающие породу воды; свойства пород как покрышек определяются характером процессов, протекающих в этих системах.

- Г.Э. Прозорович (1970) - пачки или толщи преимущественно глинистых пород, диффузионная, фильтрационная и трещинная проницаемость которых настолько низка в определенные отрезки геологического времени, что, частично пропуская через себя УВ, они задерживают значительную часть их в перекрываемом коллекторе.

- В.Д. Наливкин (1971) - литологическое пластовое тело, сложенное преимущественно изолирующими породами; проницаемые тела включаются в состав покрышки в том случае, если занимают в ней подчиненное положение и не имеют постоянной незатрудненной связи с проницаемыми телами, раздяляемыми этой покрышкой.

- Н.А. Еременко, И.М. Михайлов (1972) - порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и температуре препятствует началу фильтрации.

Флюидоупоры различаются по:

- характеру распространения (протяженности),

- по мощности,

- литологическому составу,

- минеральному составу,

- степени нарушенности сплошности и т.д.

Э.А. Бакировым (1969) предложена классификация флюидоупоров с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. Классификация выполнена на основе анализа строения и распространенности слаюопроницаемых пород эпипалеозойских платформ бывшего СССР и сопредельных регионов.

По выдержанности флюидоупоров в пределах нефтегазоносных провинций и областей, зон нефтегазонакопления и месторождений нефти и газа Э.А. Бакиров выделил региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры.

Региональные флюидоупоры - толщи пород, практически лишенные проницаемости и распространенные на всей территории провинции или большей ее части. Примеры таких флюидоупоров - майкопские отложения (олигоцен - нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения альба, распространенные в пределах Скифской и Туранской плит, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Субрегиональные флюидоупоры - толщи практически непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов I порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Например, соленосные отложения верхней юры Восточно-Кубанской впадины (Скифская плита) или туронские глины в Западно-Сибирской провинции.

Зональные флюидоупоры - непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью нефтегазоносной области, приуроченными к структурным элементам II порядка (валообразным поднятиям или к тектоническим блокам, объединяющим несколько локальных структур). Примером зонального флюидоупора являются альбские глинистые отложения востока Туранской плиты.

Локальные флюидоупоры - толщи пород, распространенные в пределах одного или нескольких близко расположенных месторождений. Площадь их распространения, как правило, контролируется локальной структурой.

Мощность пласта - важный признак, определяющий надежность Флюидоупора. Через тонкий пласт возможен прорыв УВ и уход их из залежи. Возможен уход УВ и за счет диффузии, поскольку величина некоторых молекул значительно мельче размера пор в породах-экранах, например, размер молекулы метана - 0,0002 мкм. К.Ф. Родионова и В.А. Ильин установили почти постоянное присутствие УВ в глинистых экранирующих толщах. Собственно на явлении диффузии УВ основаны геохимические поиски УВ.

Необходимая мощность экранирующей толщи определяется литологическим составом пород и связанными с ними размером пор, а также перепадом давлений флюидов в покрышке и коллекторе, которое может достигать десятки мегапаскалей. В большинстве случаев мощность флюидоупоров составляет 10-70 м, однако при больших ее значениях запасы УВ в залежах, по данным И.В. Высоцкого и В.И. Высоцкого (1986), заметно возрастают. Этот факт свидетельствует о возможности рассеивания УВ через тонкую покрышку.

По соотношению флюидоупоров с этажами нефтегазоносности Э.А. Бакиров выделил:

- межэтажные толщи-покрышки, перекрывающие этаж нефтегазоносности в моноэтажных месторождениях или разделяющие их в полиэтажных месторождениях;

- внутриэтажные, разделяющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности;

По литологическому составу выделяются покрышки глинистые, карбонатные, глинисто-карбонатные, галогенные, сульфатные, сульфатно-галогенные, галогенно-карбонатные и другие смешанные типы. Наиболее надежные флюидоупоры - глинистые толщи и эвапориты.

Глинистые породы-покрышки. Экранирующие свойства глинистых пород, помимо выдержанности и мощности, рассмотренных выше, зависят от:

- их состава;

- наличия примесей (песчанистости, алевритистости, ОВ);

- текстурных особенностей;

- вторичных изменений;

- трещиноватости;

- мощности и выдержанности.

Минеральный состав породы-покрышки является важнейшим показателем, определяющим ее качество. Более всего способствуют надежности экранирующих свойств минералы группы монтмориллонита, слабее - гидрослюды и каолинит. Эта особенность предопределяется тем, что глинистые минералы обладают различной способностью к набуханию. В полном соответствии с минеральным составом глин находится величина их емкости поглощения (обменной емкости), которая, как показали исследования Т.Т. Клубовой, служит косвенным показателем способности глинистых минералов оказывать влияние на процессы, протекающие в породах, в том числе и на формирование экранирующих свойств пород. Экспериментальные исследования показали, что при добавлении в чистый, среднезернистый кварцевый песок 20% каолиниты проницаемость смеси понижается в 500 раз, а при добавлении такого же количества монтмориллонита - более чем в 3 000 раз. С величиной обменной емкости связаны пластичность, набухаемость, пористость, проницаемость, деформационно-прочностные и другие свойства глин.

Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости. Ухудшение показателей экранирующей способности глинистых покрышек связано с количеством, минеральным составом и структурой терригенных минералов-примесей, причем степень зависимости определяется взаимоотношением основных компонентов породы друг с другом, т.е. текстурами.

Органическое вещество участвует в формировании текстурного облика породы и структуры порового пространства, т.е. в формировании экранирующих свойств. По классификации Т.Т. Клубовой (1968-1970 гг.) рассеянное ОВ делится на три типа:

1) Углефицированные органические остатки, лишенные подвижных компонентов - не участвуют в формировании флюидоупорных свойств, служат матрицей, по которой образуются такие аутигенные минералы как пирит, сидерит, анатаз, графит.

2) Растительные остатки со значительным количеством гидролизуемых компонентов - способствуют образованию характерных для пород-покрышек слоистых и петельчатых мезотекстур. Покрышки с такими мезотектстурами обладают повышенной прочностью и пониженной проницаемостью в направлении, перпендикулярном к напластованию.

3) Сорбированное глинистыми минералами ОВ, которое снижает проницаемость и повышает прочность пород-покрышек, не влияя на пластичность пород. Сорбированное ОВ служит как бы цементом, сокращающим размер пор, в первую очередь мелких.

Итак, уменьшение размера пор особенно значительно, когда ОВ относится к третьему типу (олеиновая кислота, сине-зеленые водоросли), и меньше, когда ОВ содержит значительное количество компонентов, не способных сорбироваться глинистыми минералами.

Текстуры пород-покрышек. Различие в фильтрационных характеристиках пород с разными текстурами обусловлено тем, что зоны текстурного сочленения микроблоков глинистых минералов, действующих как один монокристалл, микролинз и слойков алевритового материала, стяжений карбонатных минералов и ОВ образуют уже не поры, а полосы повышенной проницаемости. Здесь необходимо отметить одну особенность. У пород с беспорядочными (массивными) мезоструктурами фильтрационные свойства во всех направлениях одинаковы, тогда как при слоистых мезоструктурах и аксиальных микротекстурах в породах фиксируется анизотропия фильтрационных свойств.

Уплотнение пород-флюидоупоров. Характер изменения структуры порового пространства и проницаемости, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной степени обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от литологического состава и глубины залегания.

Наиболее надежными экранирующими свойствами по параметру уплотнения глинистые породы обладают при коэффициенте уплотнения k= 0,8-0,9. В платформенных условиях это соответствует глубинам 1,5-3,5 км. При больших значениях k? глины переходят в аргиллиты, экранирующие свойства пород повышаются, на одновременно они становятся малопластичными, способными к образованию трещиноватости, что снижает их потенциальные возможности как флюидоупоров.

По экранирующей способности, в зависимости от проницаемости и давления прорыва газа А.А. Ханин (1969) разделил глинистые покрышки на пять групп.

Суммируя все сказанное о глинистых породах-флюидоупорах нефтяных и газовых залежей, отметим, что для надежного прогнозирования качества пород как покрышек необходимо иметь следующие сведения:

- их минеральный состав;

- структурно-текстурные особенности;

- количество и тип ОВ;

- выдержанность по простиранию;

- мощность;

- деформационно-прочностные свойства.

Соляные покрышки. Соли являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя и сквозь их толщу может проходить медленный, но постоянный поток УВ. С этими покрышками связано существование гигантских по запасам скоплений газа (например, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье под пермской соленосной толщей). Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. По мере увеличения глубины возрастает пластичность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства.

Плотностные покрышки образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними могут иметь весьма сложную поверхность. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.

Криогенные покрышки - обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород. Мощность вечной мерзлоты может достигать 600м. Под этими практически непроницаемыми экранами известны скопления газа (Западная Сибирь, Лено-Вилюйский бассейн, Аляска).

Лекция 13 Литологические и палеогеографические предпосылки формирования в осадочном чехле пород-коллекторов и пород-флюидоупоров

Фация. Понятие фация появилось около 300 лет назад в работах датского ученого Н. Стено. А. Гресли в 1839 году впервые применил термин фация для обозначения изменений одновозрастных отложений в горизонтальном направлении и вертикальной последовательности. Впоследствии именно эта трактовка была развита в работах Н.А. Головинского, Л.Б. Рухина, Г.Ф. Крашенинникова и др.

По мнению этих авторов, под фацией понимается комплекс отложений, отличающихся составом и физико-географическими условиями образования от соседних отложений того же стратиграфического интервала. Как отмечает Г.Ф.Крашенинников, здесь подчеркнуты следующие моменты:

1. Фация - реально существующий в природе объект, комплекс отложений, характеризующийся определенным вещественным составом, формой тела, стратиграфическим возрастом;

2. Комплекс отложений, относимых к одной фации, характеризуется общностью физико-географических условий образования; следовательно отложения объединяются в фации на основании генетических признаков;

3. Физико-географическая обстановка, в которой образовались отложения каждой конкретной фации, отличается от соседних обстановок; следовательно, фации выделяются и рассматриваются обязательно в сравнении с другими фациями, что позволяет восстанавливать условия образования отложений определенного стратиграфического интервала разреза.

По другим представлениям (Ю. Жемчужников, Н.М. Страхов и др.) под фацией понимают те физико-географические условия, в которых образовались породы.

Сближает два основных направления в трактовке понятия фация определение, предложенное Н.В. Логвиненко в 1973 г., согласно которому фация - это обстановка осадконакопления, современная или древняя, овеществленная в осадке или породе.

В отдельных случаях термин фация употребляется для обозначения некоторых частных особенностей строения горных пород или среды осадкообразования. Например, геохимические фации Л.В. Пустовалова.

Важен вопрос об объеме понятия фация. Наиболее конкретно на него ответил географ и зоолог Л.С. Берг в 1945 г., считавший фацию ?наименьшей? неделимой единицей ландшафта, в пределах которой происходило осадконакопление.

Основные задачи фациального анализа:

1. Выделение в разрезе фаций, благоприятных для образования нефтематеринской и газоматеринскох отложений.

2. Изучение литологических и палеогеографических факторов, предопределяющих распространение в разрезе осадочного чехла пород-коллекторв и покрышек.

3. Изучение фациальных условий образования ловушек не-структурного типа.

Емкостно-фильтрационные свойства горных пород в значительной мере определяются литолого-фациальными условиями осадконакопления. Так, среди получивших наибольшее распространение в осадочном чехле как в прошлом, так и в современную эпоху отложений морского генезиса породы-коллекторы имеют максимальное развитие в прибрежных и мелководно-шельфовых образованиях.

В прибрежных зонах, на глубинах моря до 30 м, охватывающих при пологом рельефе обширные площади, вследствие перемещения береговой линии во времени в результате развития трансгрессий и регрессий терригенные породы-коллекторы образуют выклинивающиеся вверх по восстанию пласты, слагают расположенные параллельно бере-гу валы и гряды высотой до нескольких метров, баровые тела, береговые дюны, пляжевые образования. Здесь также бывают хорошо выражены базальные горизонты, залегающие в основании трансгрессивных серий. Прибрежная зона шельфа максимально подвержена действию приливов и отливов и, располагаясь между уровнями наиболее высокого прилива и самого низкого отлива, имеет большую гидродинамическую активность вод. В результате происходит постоянное взмучивание осадков, сортировка их по размеру, шлифовка поверхностей обломочных зерен. Среди прибрежных отложений наиболее широко распространены песчаники с незначительной примесью глинистых частиц, окатанными зернами и характерной разнонаправленной косой слоистостью. Полимиктовые песчаники образуются вблизи разрушающихся кристаллических пород. В результате их неоднократного переотложения возникают кварцевые пески. Карбонатные отложения в этой зоне широко представлены оолитовыми, органогенными, органогенно-обломочными и обломочными разностями.

В связи с этим именно прибрежные фации чрезвычайно благоприятны для обнаружения мощных относительно выдержанных терригенных, терригенно-карбонатных и карбонатных коллекторов с высокими емкостно-фильтрационными свойствами.

Характерная особенность прибрежных фаций - развитие разнообразных аккумулятивных форм рельефа, служащих при ограничении их непроницаемыми породами литологическими резервуарами для нефти и газа. Наибольший интерес среди аккумулятивных тел прибрежных фаций представляют бары.

Как показывают материалы по изучению коллекторов на больших глубинах, терригенные коллекторы высокого класса сохраняются на глубинах более 4 км лишь в областях развития прибрежно-морских отложений, образовавшихся при большой гидродинамической активности среды осадконакопления - отложения баров, отмелей, потоков и т.д.

Исследования К.И. Багринцевой показали, что органогенные, органогенно-обломочные и обломочные карбонатные породы прибрежной и мелководной зон характеризуются высокой седиментационной пористостью. Это, в частности, объясняется тем, что в осадках с повышенным содержанием ОВ выделяется большое количество углекислого газа, способствующего развитию процессов растворения известняков. Развивающаяся впоследствии на стадии диагенеза и эпигенеза вторичная пористость, в первую очередь связанная с выщелачиванием карбонатных пород, наиболее интенсивно проявляется в породах с высокой первичной пористостью; “залечивания” седиментационных и диагенетических пор полностью не происходит.

Именно в этой зоне формируются каверново-поровые типы коллекторов с высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Для слабосцементированных биоморфных, органогенно-детритовых и обломочных типов карбонатных пород значения проницаемости превышают 0,1 мкм2, открытая пористость составляет 20-30%, а эффективная пористость близка к ней, что связано с низким содержанием в коллекторах остаточной воды (10-15%).

Прибрежные отложения, как правило, не содержат непроницаемых пород регионального и зонального распространения. Подчиненное развитие глинистых пород в этой зоне, высокое содержание в них песчаной и алевритовой примеси, сильная расслоенность приводят к формированию в последующем лишь локальных покрышек, способных контролировать небольшие по запасам залежи. Породы-флюидоупоры более высокого качества следует искать в перекрывающих отложениях, представленных трансгрессивными сериями более глубоководных частей морских бассейнов.

Фации мелководных частей шельфа образуются на глубинах моря от 30 до 100 м. Здесь еще продолжает сохраняться значительная гидродинамическая активность вод. Эта зона густо заселена разнообразным бентосом, высшими и одноклеточными водорослями, рифообразующими кораллами, губками. Здесь формируются различные типы терригенных, терригенно-карбонатных и хемогенных осадков.

Образованиями мелководных фаций, представляющими большой интерес для нефтяников, являются различные органогенные постройки, в первую очередь береговые и краевые рифы.

Ширина шельфовой зоны при неоднократных перемещениях береговой линии может достигать на платформах нескольких сот километров.

Мелководные морские отложения служат местом накопления мощных, выдержанных по простиранию терригенных и карбонатных пород с большой долей коллекторов высокого класса. Примером выдержанных терригенных коллекторских толщ мелководного генезиса служат сеноманские песчаники севера Западно-Сибирской привинции.

Среди карбонатных пород наибольшее промышленное значение имеют собственно рифы и рифогенные фации, образовавшиеся в условиях высокой гидродинамической активности среды осадконакопления. Формирующиеся здесь коллекторы каверно-порового и порового типов, по данным К.И. Багринцевой, имеют проницаемость более 1 мкм2, пористость 25-35%, коэффициент нефтегазонасыщенностьи более 0,9. В мелководном море со средней гидродинамической активно-стью среды осадколнакопления в органогенных, органогенно-обломочных и обломочных карбонатных породах формируются поровые коллекторы проницаемостью до 0,5 мкм², пористостью 17-25%, коэффициентом нефтегазонасыщенности 0,7-0,9.

Из глинистых отложений мелководно-морских фаций впоследствии формируются, как правило, покрышки невысокого качества, зонального и локального площадного распространения, что объясняется значительной примесью в глинах песчано-алевритового материала, как рассеянного, так и в виде прослоев.

Для шельфовых отложений, образовавшихся на глубинах 100-200 м, характерно накопление осадков при слабой гидродинамической активности вод, без существенной смены обстановки на больших пло-щадях. Среди органогенных пород развиты фораминиферовые извест-няко, диатомиты, опоки. Широко распространены хемогенные - кар-бонатные, кремнистые, фосфорит и глауконитсодержащие.

Среди умеренно-глубоководных отложений породы-коллекторы встречаются значительно реже. Участки их развития бывают приурочены к районам донных течений, мутьевых потоков и подводных оползней. Аналогичные условия накопления коллекторских толщ характерны и для глубоководных батиальных областей.

Умеренно-глубоководные и глубоководные фации служат областями развития региональных глинистых покрышек высокого каче-ства. В этих частях морских бассейнов формируются мощные глинистые толщи гидрослюдистого и монтмориллонитового состава, содержащие незначительную примесь песчаного материала и выдержанные на больших территориях.

Отложения переходного типа (от морских к континентальным) в осадочном чехле пользуются ограниченным распространением. К переходным фациям относятся отложения лагун, лиманов, дельт. Общие особенности строения отложений этого типа - пестрота состава, невыдержанность его по площади и разрезу, присутствие органических остатков как животного, так и растительного происхождения.

Резкая фациальная изменчивость отложений способствует образованию в дельтах многочисленных литологических ловушек. Литологическими экранами, в основном локального распространения, служат глинистые отложения дельт.

В континентальных отложениях породы-коллекторы чаще всего приурочены к корам выветривания и руслам древних рек.

Таким образом, прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, экранирующих свойств покрышек и их измене-ний по площади базируется на результатах фациального анализа с учетом последующих катагенетических изменений. При таком подходе становится возможным выявление закономерностей изменения свойств пород в пространстве в условиях большего или меньшего дефицита фактических данных.

Фациальный анализ а последующий прогноз коллекторских и экранирующих свойств пород рационально проводить для генетически единых толщ, характеризующихся закономерным изменением всех параметров по площади и разрезу, т.е. для формаций.

Размещено на Allbest.ru

...