Типы пород-коллекторов и резервуаров больших глубин.

Результаты бурения глубоких и сверхглубоких скважин показывает, что в глубоких частях осадочных бассейнов вскрываются такие же горные породы, какие встречаются на малых и средних глубинах. Среди пород-коллекторов выделяются те же типы: каверновые, поровые, порово-каверновые, трещинные, порово-трещинные. Но существенные преобразо-вания происходят в структуре пустотного пространства: в результате

уплотнения пород поры и пустоты в них уменьшены по размеру. Каверны становятся мелкими, а поры и поровые каналы - тонкими, микроскопически-ми. Емкость породы - коллектора и природного резервуара уменьшается.

В глубиной усиливаются катагенетические процессы: перекристали-зация зерен, гидрослюдизация глинистых минералов, растворение минера-лов под давлением, аутигенное минералообразование и др. По мере увели-чения плотности пород возрастает их хрупкость, способность к растрески-ванию. В результате этого в породах возникает вторичная неоднородность, вторичные коллекторы и резервуары. Масштабы этих процессов зависят от многих причин и, прежде всего, от минералогического и гранулометриче-ского состава первичной породы, температуры и давления недр. Консерви-рующее влияние нефти и газа на структуру пустотного пространства при-знается всеми исследователями: после заполнения ими электролитические процессы в породе прекращаются. Поэтому нефтенасыщенные и газона-сыщенные породы сохраняют высокие коллекторские свойства и на боль-ших глубинах. Коллекторы могут залегать и на глубинах 10-15км, если они насыщены углеводородами.

Рифовые известняки являются лучшими коллекторскими породами и на больших глубинах. Они изначально обладают жестким каркасом, вы-держивающим большое давление. Поэтому они в значительной мере со-храняют первичные пустоты, в особенности, при заполнении их нефтью, газом. Уплотнение пород под давлением веса вышележащих пород и тек-тонических напряжений происходит и в рифовых известняках, но в мед-ленном темпе и на глубине пустоты в них уменьшаются до мелкокаверно-вых размеров. В большинстве случаев в таких породах встречаются пусто-ты всех типов совместно: каверны, поры, каналы, трещины макро и микро-размерности. Примером коллекторов такого типа являются рифовые из-вестняки Карачаганакского нефтяного месторождения в Прикаспийской впадине (42). На глубине более 5 км пористость их составляет 10-20 %,

проницаемость 100 ^– 500·10^-15м². На Северном Кавказе (Чечня) каверново-трещинные коллекторы встречены на глубинах до 5600м, в Венском бас-сейне - на глубине 7425м. Значительные скопления нефти в погребенных рифовых массивах установлены в Западной Канаде, Западном Техасе (Пермский бассейн, США), Припятской впадине (Украина).

Обломочные и оолитовые известняки,доломиты образуются на склонах рифовых массивов и в межрифовый фациальной зоне. Фильтраци-онно-емкостные свойства их зависят от условий седиментации и интен-сивности постседиментационных процессов. Опыты показывают, что по-роды, состоящие из зерен крупной фракции, уплотняются в меньшей сте-пени, чем мелко- и тонкообломочные разности: первичные пустоты био-морфных, органогенно-обломочных и оолитовых известняков сохраняются частично. С увеличением в породе количества цементирующего материала возрастает плотность, уменьшаются пористость, проницаемость. Длитель-

ное воздействие горного давления приводит к созданию более плотной упаковки зерен, уменьшению размеров пор и каналов. В структуре порово-го пространства при этом происходят заметные преобразования в сторону преобладания микро- и ультрамикропор, в которых движение флюидов не происходит. Жидкость в них прочно удерживается под действием молеку-лярно-поверхностных и капиллярных сил. С увеличением температуры и давления действие капиллярных сил уменьшается, поэтому на больших глубинах капиллярные поры (0,1-0,0001мм) могут участвовать в фильтра-ции жидкостей и газов.

Главную роль в образовании ёмкостного пространства карбонатных пород принадлежит вторичным пустотам. Лучше и раньше всех растворя-ется арагонит, из которого состоят обломки раковин и оолиты. Образуются пустоты растворения - поры и каверны. Растворимость зависит от химиче-ского состава и скорости движения подземных вод , выносящих с собой растворенные вещества. Особенно интенсивно такие процессы происходят

2) зоне развития гидрокарбонатных вод, вдоль по трещинам, в зоне брекчи-рования известняков, доломитов. На Тенгизском, Карачаганакском и Аст-раханском месторождениях пустоты растворения в известняках установле-ны на глубинах более 4 км. С глубиной, по мере возрастания температуры и давления меняются гидрохимические условия, возрастает растворимость многих минералов, в том числе кварца и полевых шпатов. Если вынос рас-творенных веществ отсутствует, раствор остается в породе и участвует в её перекристаллизации. Образующиеся при этом кристаллы имеют более крупные размеры, соответственно и поры увеличиваются, каркас породы становится более жестким, коллекторские свойства улучшаются. В зоне застойных вод происходят и обратные процессы - отложение солей в по-рах, трещинах и кавернах, в конечном итоге приводящие к ухудшению фильтрационно-ёмкостных свойств породы. Такие процессы обычно име-ют очаговый характер, они усиливают неоднородность породы и природ-ного резервуара в целом. Коллекторские свойства в них меняются в широ-ких пределах на коротком расстоянии, соответственно меняются дебиты флюидов в скважинах.

пластах небольшой мощности вторичные минералы (кальцит, до-ломит, ангидрит, гипс и др.) могут заполнить поры пород полностью от кровли до подошвы слоя, в то время как в слоях большей мощности про-цессы уплотнения и вторичного минералообразования начинаются в при-контактовых зонах (в кровле и подошве), а внутренняя часть слоя изолиру-ется от поступления флюидов сверху, снизу и сохраняется как коллектор. После заполнения коллекторских пород нефтью и газом вторичное мине-ралообразование в них прекращается, поровое пространство сохраняется, в особенности, если внутри залежи возникает аномально высокое пластовое давление (АВПД). В этом случае давление внутри пластовой нефти проти-востоит давлению уплотнения породы, препятствует сокращению объёма

пор и трещин, в которых находится нефть. Это подтверждается практикой: замеры показывают, что пористость пород в зоне АВПД выше, чем вне её. Обычно аномальное давление возникает в пластах, частично или полно-стью изолированных непроницаемыми породами.

Примерами коллекторов порового типа являются карбонатные тол-щи Волго-Уральской провинции. Трещиноватость в них развита слабо, микротрещины с раскрытостью до 0,1 мм ориентированы в основном пер-пендикулярно напластованию. Прослойки с проницаемостью более 50·10^-15м² представлены преимущественно обломочными известняками и водо-рослевыми доломитами. Толщина их составляет 0,2-1,0 м, редко - более 1,0 м. На Астраханском газоконденсатном месторождении (84) продуктивная карбонатная толща находится на глубине 4 -5 км. Коллектор тонкопоро-вый. Размер пор в известняках составляет не более 10-20 мкм, в доломитах - до 215 мкм. Процесс выщелачивания проявлен в ограниченных масшта-бах. Породы продуктивной толщи интенсивно трещиноватые. Трещины тонкие (1-5 мкм), быстро затухающие, создают оскольчатую отдельность в породе и обеспечивают высокие фильтрационные свойства коллектора.

Самый глубокий газоносный горизонт (71 тыс. м³/ сут.) вскрыт на месторождении Миле-Ранг в бассейне Анадарко в США на глубине

7145-8088 м. Коллекторские породы представлены трещинно-поровыми доломитами, имеют пористость 4%.

Микро-и тонкозернисные известняки,доломиты отличаются высо-кой плотностью и низкой пористостью ( не более 1 %). Промышленно-значимыми коллекторами они могут стать только при воздействии на них вторичных процессов: выщеличивания, трещинообразования, перекри-сталлизации. Как отмечает Б.К.Прошляков (1987), трещинные коллекторы образуются только в сильно уплотненных, хрупких породах. Микро и тон-козернистые известняки и доломиты отвечают этим условиям. По мере увеличения глубины залегания пород густота трещин в них возрастает. Чем меньше мощность пласта, тем выше густота трещин.

3) момента образования трещины заполняются подземными водами, нефтью или газом. Но на больших глубинах температурные условия для обра-зования новых нефтяных залежей мало благоприятные. Более вероятным на этих глубинах является образование новых порций углеводородных газов и конденсата за счет более глубокого преобразования рассеянного органическо-го вещества, содержащегося в осадочных породах. Не исключается участие в этом процессе глубинных газов, выделяющихся из недр Земли.

Снятие нагрузки вышележащих толщ способствуют раскрытию тре-щин. В зоне гипергенеза образуются трещины выветривания, а в карбона-тах - карстовые пустоты за счет растворения кальцита и доломита поверх-ностными кислыми водами. При последующем погружении территории пустоты и трещины выветривания в значительной мере могут быть захо-ронены под новыми слоями осадочного накопления. Исследователи отме-

чают (85), что под поверхностями несогласия карстовые пустоты сохраня-ются и на больших глубинах. Они фиксируются провалами бурового ин-струмента (до 1 м) и интенсивным поглощением бурового раствора. В Прикаспийской впадине к предбашкирскому и предкунгурскому переры-вам осадонакопления приурочены лучшие коллекторы (I-II классов) с крупными порами и кавернами. На Тенгизском месторождении размеры пустот выщелачивания в них достигает 10-40 мм, раскрытость трещин - до 0,2 мм. Такие же коллекторы установлены в девонских отложениях При-пяткой впадины: на месторождении Речица дебит нефти достигает 830 м³/сут. Трещинные коллекторы в известняках каменноугольного возраста выявлены на Выктульском нефтяном месторождении на глубине 5090 м (Тимано-Печорская провинция).

Песчаники являются основными типами коллекторов и на больших глубинах (см.табл.17). Они сохраняют свои фильтрационно-емкостные свойства в осадочных толщах, не испытавших дислокаций и существенно-го тектонического подъема. Лучше всего пустоты сохраняются в хорошо отсортированных средне-крупнозернистых песчаниках с низким содержа-нием цементирующего материала и слагающих слои повышенной мощно-сти. В этих породах поры имеют относительно большие размеры, при про-цессах уплотнения и вторичного минералообразования они уменьшаются по размеру, но остаются открытыми и способными к фильтрации. Напри-мер, на месторождении Кенкияк в Прикаспийской впадине хорошо отсор-тированные песчаники на глубине 4165- 4171 м (скв.104) имеют открытую пористость 16,3-16,5 %, проницаемость - (1197,8-1415,7)·10^-15м².

Большое влияние на физические свойства песчано-алевритовых пород оказывают цементирующие материалы и постседиментационные процессы. Размер пор обычно не превышает 0,154 - 0,414 диаметра зерен. Для гравели-тов он составляет не более 0,8 мм, песчаников - 0,04 - 0,5 мм, алевролитов - 0,05 - 0,01 мм. Цементом служит глинистое или карбонатное вещество. По-вышение количества цемента приводит к ухудшению качества коллектора. Пылеватые мелкоалевритовые частицы (0,05 - 0,01 мм) заполняют поры пес-чаных пород, значительно сокращая объём пор и проницаемость коллектора. Опыты показывают, что крупнозернистые и хорошо отсортированные пески уплотняются в меньшей степени, чем мелко- и тонкозернистые. При увели-чении давления до 300 атмосфер в зернах образуются трещины, до 7000 ат-мосфер - зерна срастаются друг с другом. Наиболее значительное сокраще-ние пористости происходит в плохо отсортированных песчаниках: при дав-лениях 100 атмосфер - на 2,5 %, 300 атмосфер - на 7%, 1500 атмосфер - на 13

К Сильно глинистые песчано-алевролитовые породы с глубиной полностью теряют свои коллекторские свойства (рис.20).

Как отмечет А.А.Ханин (1969) глинистый цемент наименее благо-приятен для фильтрации флюидов. Высокая их гидрофильность создает набухание в воде, а высокая дисперсность - отсутствие пор фильтрующего

размера. В плохо сцементированных песчаниках при движении флюида по пласту вместе с ним выносятся и глинистые частицы, которые закупори-вают поровые каналы и снижают дебиты в скважинах. Глины сорбируют нефть и газ, следовательно, снижают количество извлекаемого полезного ископаемого . Наличие глин в песчано-алевритовых породах увеличивает способность к уплотнению под давлением, поэтому распространение кол-лекторов с глинистым цементом с глубиной резко падает.

Рис.20.Графики уменьшения пористости и проницаемости горных породА- Пористость песчаников в зависимости от содержания алевритовой примеси (За-

падная Сибирь, по А.В.Мальшакову, 1991);

Б- Проницаемость в зависимости от содержания цементирующего материала по ме-сторождениям: 1- Пачелма; 2- Ставрополье; 3- Бильче-Волица; 4- Арчеды; 5- Жирное (по А.А.Ханину, 1960);

В- Пористость в зависимости от глубины залегания. Породы: а- песчаные; б- алев-

ритовые; в- глинистые. Содержание фракций мельче 0,01мм: 1>80%; 2 - 60-80%. Со-

держание цемента: 3,4 - 30-50%; 5,6 - 10-30%; 7,8<10%. (по Б.К.Прошлякову, 1987)

Карбонатный цемент придает песчанику прочность и хрупкость, де-лает его устойчивым к уплотнению, но податливым к трещинообразова-нию при тектонических напряжениях. На больших глубинах в зоне высо-ких температур и давлений в карбонатном цементе образуются пустоты растворения. Этому способствуют макро- и микротрещиноватость породы.

5) результате таких процессов, ёмкость породы увеличивается и образуется вторичный коллектор, который может быть заполнен поздними генераци-ями газа и конденсата. Вторичная кальцитизация приводит к полной поте-ре коллекторских качеств породы. Карбонатно-глинистый цемент имеет те же достоинства и недостатки, что и карбонатный. Как отмечает Б.К.Прошляков (1987), с увеличением количества карбоната пористость и проницаемость терригенных пород существенно понижается. Но, это в том случае, если порода не подвергнута вторичным процессам преобразования (растворения, трещинообразования). При растрескивании пород объём пу-стотного пространства возрастает незначительно, но сильно увеличивается проницаемость. В Прикаспийской впадине терригенные породы приобре-тают способность растрескиваться на глубинах 4-4,5км. Карбонатность их здесь составляет 8,8-40,2 %, плотность - 2,43-2,62 г/см³, открытая пори-

стость - 3,7-12,8 %, проницаемость - (0,24-6,49)·10^-15м².

Тонкослоистые песчаники и алевролиты состоят из частого преслаи-вания прослойков песчаников, алевролитов, глин мощностью до 20-50см. Они являются коллекторами для нефти и газа в нижне-среднеюрских от-ложениях Западной Сибири, неогеновых отложениях Азербайджана, За-падной Туркмении и в ряде других регионов. Природные резервуары, со-стоящие из таких пород, характеризуются высокой степенью неоднород-ности в вертикальном направлении, что затрудняет подсчет запасов и из-влечение нефти в процессе разработки залежи. Несмотря на незначитель-ную мощность, отдельные прослойки хорошо отсортированных и высоко-проницаемых песчаников могут иметь широкое распространение по пло-щади и обеспечивать устойчивые притоки нефти и газа в скважинах. В тонкослоистых песчаниках широко развиты трещины, литогенетического типа, ориентированные вдоль слоистости, и в меньшей степени в попереч-ном направлении. В целом они обеспечивают наличие гидродинамических связей между прослойками и образование единого природного резервуара под экранирующей толщей.

Алевролиты на больших глубинах проявляют себя как коллекторы главным образом в молодых (неогеновых) отложениях (Азербайджан, За-падная Туркмения), подвергнутых процессам уплотнения в незначитель-ной степени (см.табл.17). В мезозойских и палеозойских толщах, залега-

ющих на больших глубинах , алевролиты уплотнены в высокой степени и как коллекторы встречаются редко.

Глинистые породы-коллекторы. На глубинах 3,5-4,0км глины преоб-разовываются в аргиллиты, монтмориллониты - в смешанно-слойные ми-нералы. В Днепрово- Донецкой впадине монтмориллонит и смешанно-слойные минералы на глубине 3,5км преобразованы в гидрослюды и хло-риты. Каолинит более устойчив к преобразованию и подвержен гидрослю-дизации на глубине 4км и более. В Азербайджане монтмориллонит при-сутствует и на глубинах свыше 5км. В Прикаспийской впадине глины ме-зозойского возраста преобразованы в аргиллиты на глубине 4км. В глинах

в аргиллитах более чем в других породах, проявлена ориентированная тек-стура - тонкая слоистость и сланцеватость, обуславливающая анизотроп-ность этих пород по физическим свойствам. По этим причинам абсолют-ное большинство трещин в них ориентирована вдоль слоистости. По про-исхождению такие трещины относятся к категории литогенетических. Об-разование их объясняется процессами гидроразрыва при отжимании из по-роды седиментационной воды. Аномально-высокое пластовое давление, сохраняющееся в флюидах, заключенных внутри глинистых толщ, способ-ствует образованию трещинных полостей вдоль микрослоистости и слан-цеватости. Однако резервуары в виде зон трещиноватости образуется не во всей глинистой толще, а только в высокобитуминозной, тонколистоватой и тонкослоистой её частях. Коллектор существует благодаря аномально-высокому давлению во флюидах, заполняющих трещинные полости. Такое давление способно противостоять горному давлению и сохранять микро-трещины в раскрытом состоянии. По мере отбора нефти давление в резер-вуаре падает, трещины закрываются, дебиты сокращаются. Нефтяные за-лежи в битуминозных глинах верхней юры выявлены в Западной Сибири (пласт Ю0) на глубинах 2,8-3,2км. Густота трещин в некоторых прослоях высокая (см.рис.91). Раскрытость трещин в среднем составляет 15-20мкм, длина - около 0,75см (38, 69). Нефть заполняет трещины и находится под аномально высоким давлением. Коэффициент аномальности составляет 1,6-2,0. Плотные разности глин трещиноваты слабо и являются экранами. Резервуары имеют сложные формы, притоки нефти в скважинах резко раз-личаются друг от друга.

Местоположение нефтяных залежей в пласте контролируется, глав-ным образом, степенью концентрации битуминизированного органическо-го вещества, из которого они образовались на месте его захоронения.

Небольшие залежи нефти и газа в трещиноватых кремнистых биту-минозных глинах верхнего миоцена выявлены в Калифорнии (США).

Такие же притоки нефти из сланцеватых битуминозных глин и мер-гелей доманикского горизонта девона были получены в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В Прикаспийской впадине (Каратюбе, Кен-кияк) такие коллекторы были выявлены в черных, буроватых глинах позд-недевон-каменноугольного возраста на глубинах свыше 4 км. В этих гли-

нах присутствуют частые прослойки алевролитов и песчаников толщиной от долей миллиметров до нескольких сантиметров. Микротрещины ориен-тированы параллельно наслоению и приурочены, главным образом, к гра-ницам прослойков разного вещественного состава.

в заключении краткого изложения состояния изученности и нефте-газоносности глубоко залегающих осадочных толщ сделаем основные вы-воды.

На больших глубинах коллекторами являются те же породы, что на малых и средних глубинах.

На глубине сохраняется та же зависимость коллекторских свойств от литологических параметров (структура, текстура), что на малых и сред-них глубинах.

Пористость обломочных пород с глубиной постепенно снижается примерно на 6-10% на каждые 1000м до глубины 4-5км, затем - в медлен-ном темпе.

Поры и пустоты с глубиной уменьшаются в размерах, коллектор-ские свойства ухудшаются, емкость природного резервуара сокращается. Поэтому рассчитывать ни наличие больших запасов углеводородов ни этих глубинах не приходится.

Доля нефти в общем балансе углеводородов с глубины 4км посте-пенно падает, доля газа возрастает.

С глубины 6 км возрастает значимость вторичных коллекторов, образование которых происходило при растрескивании и растворении под-земными водами карбонатных пород и карбонатного цементирующего ве-щества в терригенных породах.

Породы-коллекторы, которые на малых и средних глубинах были заполнены нефтью или газом, в значительной мере сохраняют свои перво-начальные свойства и при последующем погружении на большие глубины.

Каждый нефтегазоносный район имеет свои индивидуальные осо-бенности по степени вторичных преобразований пород-коллекторов с глуби-ной. В этом отношении лучшими являются бассейны, выполненные молоды-ми (палеоген-неогеновыми) отложениями. В осадочных бассейнах, испытав-ших тектонические подъемы, породы уплотнены в наибольшей степени.

По оценкам Б.К.Прошлякова и др. (42) поровый тип коллектора может встречаться в водонасыщенных терригенных и карбонатных поро-дах палеозойско-мезозойского возраста до глубины 6-7км, кайнозойского возраста - до глубины 8-10км. В нефтегазонасыщенных породах поровой тип коллектора может встречаться до глубины 10км. Трещинный и порово-трещинный типы коллекторов могут встречаться до глубины 13-15км.

Природные резервуары на больших глубинах имеют такие же формы как и на малых и средних глубинах, но с глубиной возрастает доля резервуаров сложной формы и неоднородного строения, состоящих из вто-ричных коллекторов трещинного, трещинно-кавернового и порово-трещинного типов.

и ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ЛОВУШКИ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ