НЕОБРАТИМЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПОРИСТОСТИ С ГЛУБИНОЙ

Коэффициенты общей пористости осадочных пород, как пра­вило; больше коэффициентов открытой пористости тех же по­род, причем в чистых высокопористых породах эта разница очень мала, в'уплотненных плохо отсортированных или заглини-зированных алевритовых породах и в глинистых породах она велика и в изучаемой коллекции достигает 4% в песчано-глинистых и 2% в плотных глинистых известняках. Определение открытой пористости методически проще и при массовых опре­делениях производится чаще.

При погружении осадочных пород на большие глубины в процессе формирования осадочных бассейнов медленно ра­стут воздействующие на породу давления и температуры. При этом уменьшается пористость пород, главным образом в ре­зультате необратимых деформаций. Эти изменения пористости можно наблюдать по данным изучения кернов пород, извлечен­ных с различных глубин. Если принять, что гравитационные силы, создаваемые весом вышележащих осадков, являются основными и определяют напряженное состояние бесконечных горизонтальных пластов на различных глубинах залегания, то вследствие осевой симмет­рии горизонтальные главные нормальные напряжения по оси х и у равны между собой и составляют часть от вертикального главного нормального напряжения:

Однако в осадочных пористых породах, подвергающихся воздействию механических напряжений, в течение длительного геологического времени их существования на больших глуби­нах необратимые деформации подобны пластическим, при ко­торых наблюдается релаксация касательных напряжений и все главные нормальные напряжения оказываются равны между собой. В этих условиях К—>1 и уравнение (3.9) можно за­писать в форме уравнения геостатики:

где h_i — мощность i-го литологически однородного интервала с плотностью пород бпг при 100% влажности; g — ускорение свободного падения. Нормальное пластовое давление

где δ_вi — плотность пластовой воды в интервале h_i .

Уравнения (3.10) и (3.11) позволяют определить эффектив­ное напряжение для среды, состоящей из горизонтально залегающих бесконечных пластов:

Или, если воспользоваться средними значениями плотностей пород и воды в данном разрезе, ,

Выражение для определения необратимого изменения коэф­фициента открытой пористости с глубиной можно получить диф­ференцированием уравнения (3.4):

Плотность породообразующих минералов мало изменяется с глубиной. Следовательно изменение объема породы происхо­дит главным образом за счет уменьшения норового простран­ства породы. Положив в формуле (3.14) dV≈dV_п, получим:

Величина коэффициента необратимого уплотнения зависит не только от литологии и структуры породы, но и от времени уп­лотнения осадка t и его температуры Т.

Таким образом, несмотря на литологическое различие пород (глинистые породы, песчаники и алевролиты, известняки и мер­гели), первичная пористость пород необратимо и закономерно уменьшается с глубиной по одному закону. Даже коэффициент необратимого уплотнения для исследованных пород изменяется не столь уж значительно — всего в 3 раза от 16,3-10^-3 до 48-10^-3 МПа^-1. Однако нельзя без разбора использовать эти зависимости для прогнозной оценки пористости на глубинах, не вскрытых скважинами, — слишком велик разброс значений

пористости на одной и той же глубине (см. рис. 5). Этот раз­брос существенно снижает достоверность экстраполяции и обус­ловлен в песчано-глинистых породах двумя главными причина­ми: 1) различным содержанием глинистых и карбонатных мине­ралов в порах породы, отложенных в процессе ее образования; 2) различной интенсивностью вторичных катагенетических про­цессов, сопровождаемых переносом минералов в поровом про­странстве породы.

С увеличением глинистости пористость пород уменьшается (рис. 7). Эта зависимость лежит в основе определения пори­стости пород по данным метода самопроизвольной поляризации. Отклонение зависимости изменения пористости пород с глуби­ной может быть связано с растворением минералов и их пере­отложением в результате миграции пластовых вод.

Б. К. Прошляков пришел к выводу, что в ряде нефтегазонос­
ных бассейнов огромная масса карбонатных минералов, отло­
женных первоначально в песчано-алевритовых породах, выно­
сится из этих пород в интервале глубин от 0 до 2000 м и пере­
отлагается на глубинах свыше 2300 м. Это ведет к нарушению
закономерности изменения пористости пород с глубиной
(рис. 8). Зависимость становится более сложной, она отклоня­
ется от экспоненты. Интенсификация вторичных процессов характерна также для осадочных пород, залегающих вблизи фундамента. Здесь наблюдается циркуляция активных минерализованных раство­ров в зонах повышенной вертикальной и субвертикальной про­ницаемости осадочного чехла, связанной с тектонической актив­ностью фундамента. Во всех этих случаях большую роль в со­здании фильтрационных потоков минерализованных вод играет термодинамический градиент давления поровых вод, направле­ние которого может изменяться в зависимости от нагревания или охлаждения горных пород. Это также может приво­дить к непредсказуемым изменениям пористости пород в есте­ственном залегании, на глубине под влиянием гидротермальных процессов, как это имеет место, например, в нижнеюрских отло­жениях (тюменская свита) в Западной Сибири.

В то же время уплотнение глинистых пород, при котором интенсивность минерального массопереноса существенно мень­ше, происходит по экспоненциальным зависимостям с достаточ­но высоким корреляционным отношением. По этой же причине, а также в связи с затрудненным оттоком вод при уплотнении глинистых пород их возраст и толщина будут являться главны­ми факторами, определяющими величину $_n{t, T). При прогнозировании пористости алевритовых пород задача усложняется практически трудно предсказуемым влиянием гли­нистости и вторичных изменений порового пространства, о чем шла речь выше. Большое влияние на интенсивность вторичных преобразований алевритовых пород имеет температура, его трудно отделить от влияния возраста пород. Задачу прогнозирования пористости алевритовых пород мож­но решить, если изучать только одновозрастные песчаники пре­имущественно кварцевого состава, имеющие максимальное зна­чение коэффициента пористости, т.е. если ограничиться прогно­зированием свойств наиболее чистых и хорошо отсортированных

разностей, в которых вторичные процессы оказали минималь­ное влияние. Влияние возраста пород при этом в значительной мере учтется величиной максимальной пористости, известной по изучению вскрытой скважинами части разреза. На рис. 9 при­ведены фактические кривые изменения максимальной пористо­сти кварцевых песчаников с глубиной их погружения, получен­ные Б. К. Прощляковым (1960 г.), Дж. Максвеллом (1964 г.) п В. М. Добрыниным (1965 г.). На рисунке заметна разная ин­тенсивность уменьшения пористости с глубиной. Дж. Максвелл объяснил это влиянием температуры пород, пояснив эту мысль экспериментом с использованием весьма высоких температур. Связь между интенсивностью уплотнения алевритовых пород и температурой в очень широком возрастном диапазоне проявля­ется весьма четко, если сопоставить коэффициенты необрати­мого уплотнения для этих пород со значением геотермического градиента в каждом районе (рис. 10).

Таким образом, различие в коэффициентах необратимого уплотнения чистых песчаников преимущественно кварцевого состава с максимальной пористостью объясняется главным образом интенсивностью нарастания температур погружающего­ся пласта,, оказывающей влияние на процессы растворения и переотложения кварца в поровом пространстве. Возраст и глу­бина залегания пород, как видно, оказывают меньшее влияние на β_п (t, Т). Другими словами, коэффициент необратимого уп­лотнения чистых кварцевых песчаников характеризует процесс уплотнения пород данного литологического состава в конкрет­ных геотермических условиях.

Карбонатные илы в зоне диагенеза довольно быстро уплотняются, кристаллизу­ются и переходят в равновесное состояние — превращаются в хемогенную горную породу. Толщина зоны диагенеза состав­ляет 10—50 м и более.

При последующем погружении (зона катагенеза) происходит уплотнение, перекристаллизация, доломитизация горных пород, растворение неустойчивых соединений, образование новых ми­нералов. Первичная межкристаллическая пористость карбонат­ных пород на глубинах залегания промышленных залежей нефти и газа уменьшается до значений, при которых породы становятся практически непроницаемыми, хрупкими, в них раз­вивается микротрещиноватость тектонического или другого про­исхождения. Под влиянием минерализованных растворов, миг­рирующих по микротрещинам, последние расширяются и обра­зуются карстовые пустоты. Порода вновь приобретает свойство проводить флюиды и газ за счет вторичного образования трещинно-кавернозного пространства.

Е. М. Смехов предложил подразделять трещины на микро­трещины с раскрытостью от 10-10^-6 до 100-10^-6 м и макротре­щины с раскрытостью более 100-10^-6 м.

В процессе доломитизации карбонатных пород объем их уменьшается примерно на 12,3%. Неравномерная доломитиза­ция породы приводит к увеличению ее пористости, появлению микротрещиноватости. Доломитизированные известняки часто имеют более высокую пористость.

Размеры трещин и каверн могут превышать размеры кернов, отбираемых в скважинах, т. е. наиболее крупные трещины и ка­верны не представлены в кернах. Керн плохо выносится из вы­сокотрещинных интервалов. Это позволяет говорить, что в свя­зи с непредставительностью кернов достоверно определить тре-щиноватость и кавернозность пород по ним не представляется возможным.

Вероятно, по шлифам, изготовленным из кернов, можно судить лишь о нижнем пределе трещиноватости пласта. Так, по данным литолого-петрографических исследований Л. П. Гмид, коэффициент трещиноватости карбонатных пород не превышает 0,3%. По-видимому, в эту величину не входит объем большинст­ва каверн, образующих дополнительную емкость породы. Более достоверные результаты о трещиноватости и кавернозности по­род можно получить по данным комплексных геофизических и гидродинамических исследований при сопоставлении их с кер­ном.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: