ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 18

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  16  17  18  19   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 18

 

 

наблюдались только при вскрытии трещин. Пористость обломков шлама колебалась от 2

до 15 %, но проницаемость изменялась только в пределах от 0,00005 до 0,5 миллидарси, в

зависимости от степени перекристаллизации пород (чем полнее перекристаллизация, тем

выше   пористость   и   проницаемость).   Продуктивность   скважин   варьирует   вместе   с

изменением степени трещиноватости пород; если бы породы не имели трещин, они не

давали бы нефти. Выделяют две стадии образования трещин [57]. Возникшие на ранней

стадии и не содержащие нефти трещины выполнены кальцитом и другими минералами;

многие из них заполнены не целиком, а лишь выстланы по стенкам хорошо развитыми

кристаллами. Эти трещины, видимо, не связаны с миграцией нефти; нефть мигрировала

по системе трещин, образовавшихся позднее. Природный резервуар месторождения Ага-

Джари также характеризуется трещинной проницаемостью [58] (см. фиг. 6-21) и, несмотря

на   низкую   первичную   проницаемость   служащего   коллектором   известняка   Асмари,

обладает хорошей пропускной способностью. Сильно разбитые трещинами и разломами

коллекторские   известняки   перекрыты   толщей   соли   мощностью   50-150   футов,   которая

играет   роль   непроницаемой   покрышки.   Наибольшая   трещиноватость   в   известняках

Асмари, как в пределах нефтяных месторождений, так и в обнажениях в горных районах,

приурочена к зонам погружения складок, причем наблюдается гидродинамическая связь

между   участками,   расположенными   в   50   милях   один   от   другого.   Явления

перекристаллизации и доломитизации. Некоторые карбонатные коллекторы представлены

почти   чистым   известняком,   другие   почти   чистым   доломитом,   но   большинство   из   них

сложены однородными или изменчивыми смесями этих двух минеральных образований.

Там, где нефть и газ содержатся в природных резервуарах, сложенных известняками и

доломитами,   доломиты   и   доломитизированные   породы   обычно   характеризуются

большими   дебитами   главным   образом   благодаря   их   более   высокой   пористости.

Происхождение доломитов [59] и причина их повышенной пористости давно привлекали

внимание исследователей [60] и из-за большого количества нефти и газа, связанных с

доломитами, эти вопросы представляют интерес и для геологов-нефтяников.

В основе многочисленных дискуссий по вопросу о пористости доломитов лежит

теория  Эли-де-Бомона, выдвинутая в 1836 г. Эли-де-Бомон показал,  что молекулярное

замещение  известняка  доломитом приводит  к уменьшению  объема породы  на 12-13%.

Химическое уравнение этого замещения выглядит следующим образом:

2СаСО

3

 + MgCl

2

 → CaMg (CO

3

)

2

 + СаСl

2

.

Ортон [61] в 1886 г. использовал эту теорию для объяснения пористости доломитов

на месторождении  Лима-Индиана.  Позднее  исследователи  [62] отвергли представления

Эли-де-Бомона о механизме молекулярного замещения известняков доломитами, считая,

что участки сплошного развития доломита в известняках свидетельствуют об объемном

замещении одной породы другой.

Однако   петрографические   исследования   Холта   [63]   возродили   теорию

молекулярного замещения. Они показали, что кристаллы кальцита в известняке обладают

четко   выраженной   тенденцией   ориентировать   свои  с-оси   параллельно   плоскостям

напластования,   видимо,   под   влиянием   давления.   В   доломитах   же   кристаллы

ориентированы   совершенно   беспорядочно.   Холт   объясняет   это   явление   тем,   что

сокращение  с-оси   кристаллов   в   процессе   преобразования   кальцита   в   доломит

обусловливает появление в породе пустот; упаковка кристаллов в доломите становится в

результате   этого   менее   плотной,   чем   в   известняке.   В   беспорядочной   ориентировке

кристаллов Холт видит также причину более легкого проникновения водных растворов в

доломиты по сравнению с известняками. Отличаясь от известняков значительно большим

объемом   межкристаллического   порового   пространства,   доломиты   обладают

соответственно   большей   поверхностью   взаимодействия   минеральной   части   с

циркулирующими   в   них   растворами.   Таким   образом,   несмотря   на   меньшую

растворимость,   доломиты   могут   растворяться   не   меньше,   чем   известняки,   если   они

подвергаются воздействию большего количества раствора в течение более длительного

времени.

Карбонатные   породы   также   частично   деформируются   в   результате   разрушения

отдельных   зерен;   при   перекристаллизации   же   первичные   структуры   могут   полностью

исчезнуть. Клоос [64] путем замеров деформаций, происходящих в некоторых оолитовых

породах   в   результате   складкообразования,   определил   степень   внутренней   перестройки

карбонатных пород под влиянием складчатости. Отдельные оолиты, имея первоначально

сферическую форму, уплощались и удлинялись, пока вся масса породы не изменяла почти

целиком свою внутреннюю структуру.

Можно назвать большое число залежей нефти и газа, связанных с доломитами и

доломитизированными   известняками.   Так,   например,   к   доломитам   приурочены   залежи

нефти в органогенных рифах западной Канады. На фиг. 4-13 показан срез образца керна

из продуктивного горизонта D-3 (верхний девон) месторождения Ледюк, расположенного

юго-западнее Эдмонтона [65]. Породы содержат пустоты, сообщающиеся между собой по

мельчайшим   трещинам,   и   характеризуются   неравномерной   первичной   пористостью.

Исходными породами являлись в основном

Фиг.   4-13.   Срез   типичного   образца   керна   из   доломитизированного   рифа  D-3

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

органогенные   известняки,   однако   в   настоящее   время   они   доломитизированы,   и   их

первичная   органогенная   структура   полностью   исчезла.   Часть   нефти   добывают   из

детритовых   пород,   поскольку,   как   и   в   большинстве   других   подобных   случаев,

рифогенный   природный   резервуар   представляет   здесь   сложный   комплекс   пород

различных литофациальных типов.

На   месторождении   Лима-Индиана   в   штатах   Огайо   и   Индиана   [66]   нефть

содержится   в   пористых   доломитизированных   зонах   известняков   Трентон   (ордовик),

развитых  на  площади  160×40  миль  (см. также  фиг.  7-23). Со  времени  открытия   этого

месторождения   в   1884 г.   из   него   было   добыто   свыше   500   млн.  баррелей  нефти.

Месторождение включает ряд залежей, каждая из которых связана с отдельным пористым

горизонтом   доломитизированных   известняков,   а   в   целом   оно   тянется   через   своды

Цинциннати   и   Финдли.   По   восстанию   в   южном   направлении   продуктивные

доломитизированные   известняки   постепенно   замещаются   плотными   известняками,

образуя стратиграфическую [литологическую] ловушку. Пористые доломиты, слагающие

обычно   верхние  20-30  футов  формации   Трентон,  могут  быть  либо  первичными,  либо

образованными   в   результате   замещения   известняков;   они   обладают   кристаллической

структурой и содержат местами многочисленные пустоты растворения. Ранее уже были

описаны пояса доломитизированных пород месторождения Сипио - Албион и Дип-Ривер

в юго-западном Мичигане (см. фиг. 4-11 и 4-12). Приведены также геологические разрезы

других залежей, связанных с доломитами, таких, как месторождение Белчер в Онтарио,

Канада  (фиг. 7-24), месторождение  Апко в доломитах  Элленбергер  в западном  Техасе

(фиг. 7-60 и 7-61), а также месторождение Крафт-Пруса в доломитах Арбакл, Канзас (фиг.

7-58),   причем   доломитовые   формации   двух   последних   месторождений   имеют   кембро-

ордовикский   возраст.   Доломити-зированные   известняки   Тамабра   (мел)   служат

коллекторами на нефтяном месторождении Поса-Рика в Мексике (см. фиг. 8-10).

Цементация и уплотнение. После образования в породе порового пространства

или системы пор, первичных либо вторичных, либо тех и других, они обычно начинают

видоизменяться   под   влиянием   одного   или   сразу   обоих   наиболее   универсальных

вторичных   процессов,   каковыми   являются   цементация   и   уплотнение.   Развитие   этих

процессов ведет к уменьшению объема порового пространства и проницаемости пород.

Они могут проявляться как во время отложения осадков, так и на постседиментационной

стадии.  Обычно пористость  осадочных пород уменьшается  с увеличением  глубины  их

залегания, температуры и возраста [67].

Цементация.  Цементация   пород   отчасти   является   первичной;   цемент   может

осаждаться или отлагаться совместно с классическим материалом. Кремнезем, карбонаты

и другие растворимые вещества осаждаются одновременно с отложением обломочного

материала.   Первичный   цементирующий   материал   подвергается   позднее

перекристаллизации, и такой перекристаллизованный цемент затем лишь с трудом можно

отличить   от   материала,   привнесенного   после   консолидации   осадка.   Песчаники,

содержащие   кремневый   цемент,   отложившийся   вместе   с   песчаными   зернами   или

осажденный   в   процессе   диагенеза,   называются   ортокварцитами   в   отличие   от

метакварцитов,   которые   образуются   при   метаморфизме.   Как   считает   Крынин,   90-95 %

кварцитовых песчаников Аппалачей имеют первичный кварцевый цемент [68]. Если это

так,   то   можно   надеяться   на   лучшие   перспективы   нефтегазоносности   Аппалачского

региона.  В противном случае прогноз  был бы значительно  менее благоприятен,  ибо в

связи   с   существующими   представлениями   об   образовании   кварцитовых   песчаников   в

процессе   регионального   диастрофизма   и   метаморфизма   все   потенциальные   породы-

коллекторы должны были стать непроницаемыми и вся нефть должна быть из них выжата.

Нерастворимые, а поэтому не являющиеся хемогенными осадками вещества могут

вести себя подобно хемогенному цементу, заполняя пустоты, уплотняя породу и скрепляя

отдельные   ее   зерна.   Особенно   плохо   растворимы   глинистые   минералы,   однако   они

неустойчивы   физически   и   быстро   реагируют   на   изменения   давления,   температуры   и

характер   вод.   В   тех   или   иных   количествах   они   отлагаются   в   виде   различного   рода

обломков   почти   во   всех   осадках,   являясь   обычным   цементирующим   материалом.

Некоторые глинистые минералы замещаются хлоритом, серицитом и карбонатами. При

выжимании   воды   из   глины   и   илов  последние   вдавливаются   в  тончайшие   промежутки

между зернами и служат связующим материалом, который скрепляет отдельные песчаные

зерна.   Обломочными   породами,   сцементированными   первичным   обломочным

материалом,   являются,   например,   граувакки.   Глины,   образовавшиеся   в   результате

выветривания полевых шпатов, заполняют поры в породах формации Чанак (третичного

возраста) на восточном борту бассейна Сан-Хоакин в Калифорнии. Здесь они играют роль

скрепляющего материала и, создавая препятствие на пути движения нефти по восстанию

коллекторских  пластов,  способствуют  образованию  нескольких  залежей  нефти. Другой

вид   обломочного   цемента   встречается   в   песках   формации   Мак-Меррей   (мел)   близ

Атабаска-Лендинг   в   северо-восточной   Альберте.   Эти   пески   сцементированы   вязкой

тяжелой   нефтью,   которая   отлагалась,   вероятно,   вместе   с   песчаными   зернами.   При

удалении нефти песок рассыпается на отдельные зерна¹.

¹Этот   признак   не   может   указывать   на   первичный   характер   данного   цемента.   Многие

исследователи предполагают, что нефть мигрировала в пески после их отложения» - Прим. ред.

Химическое осаждение цементирующих материалов в порах обломочных пород в

течение   диа-   или   катагенеза   представляет   собой   фактор   вторичного   изменения   их

пористости   и   проницаемости.   Наиболее   распространенными   цементирующими

материалами   в   обломочных   породах-коллекторах   являются,   в   порядке   убывания

распространенности, кварц, кальцит, доломит, сидерит, опал, халцедон, ангидрит и пирит.

Часто в составе цемента одной породы может присутствовать сразу несколько минералов

[69],   В   большинстве   песчаников   наряду   с   тем   или   иным   развитием   структур

инкорпорации зерен можно обнаружить следы цементации за счет взаимного растворения

соприкасающихся зерен на контактах, растворения тонкозернистой кремнистой основной

массы,   привноса   кремнезема   из   внешних   источников   (см.   фиг.   3-3).   Цементирующим

материалом могут служить самые разнообразные минералы. Изучение 40 образцов керна

полевошпатовых песчаников из скважин, пробуренных

Фиг.   4-14.   Шлиф   ортокварцита,   в   котором   видны   регенерация   зерен   и

перекристаллизация, заметно изменяющие первичную структуру порового пространства

породы (Кryninе, Journ. Geol., 56, p. 152, Fig. 12, 1948).

1  -  зерна   кварца;  2  -  регенерационный   кремнезем;  3  -  доломит;   4  -  пирит;   5  -

поровое пространство.

в   центральной   и   южной   Калифорнии,   показало   наличие   в   открытых   порах   и   внутри

сложенной   обломочными   глинистыми   минералами   основной   массы   этих   пород

следующих   вторичных   минералов:   кварца,   альбита,   ортоклаза,   микроклина,   доломита,

кальцита, анатаза, каолинита, глауконита, барита и пирита [70].

Кварц представляет собой основной хемогенный цементирующий материал многих

обломочных   пород-коллекторов   и   осаждается   первым   среди   других   хемогенных

связующих   веществ   [71].   Кремнезем   не   обнаружен   в   составе   пластовых   вод,   поэтому

источники   больших   его   количеств   в   породах   в   виде   цемента,   так   же   как   и   механизм

осаждения, явились предметом многочисленных исследований, но до сих пор полностью

не   выяснены   [72],   Предполагают   следующие   источники   кремнезема:   1)   кремнезем,

осаждавшийся из кремнийсодержащих поверхностных или метеорных вод; 2) кремнезем,

приносимый реками в океан, где он химически осаждался вместе с песком; 3) химически

осажденный   кремнезем,   образовавшийся   в   результате   растворения   мелких   зерен

кремнийсодержащих   минералов   на   контактах   песчаных   зерен   при   раздавливании   и

истирании первых в процессе отложения или под давлением в течение диа- и катагенеза

(принцип Рике) [73]; 4) кремнезем, выносимый растворами из глинистых минералов [74] и

транспортируемый   водами,   выжатыми   из   глинистых   отложений   в   процессе   их

уплотнения. Характер вторичного разрастания кремнезема и его воздействие на песчаник

показаны на фиг. 4-14.

Вторичное   разрастание   кристаллов   кварца   свойственно   так   называемым

«искристым   песчаникам»   формации   Варко   (нижний   эоцен),   которые   слагают   главный

продуктивный   горизонт  на  нефтяном   месторождении   Петролеа  в восточной   Колумбии

[75]   (фиг.   6-37).   Эти   породы   получили   свое   наименование   благодаря   тому,   что   в

обнажениях мириады кристаллов вторичного кварца сверкают на солнце своими гранями.

Песчаники имеют среднюю пористость 12,5% и проницаемость 79  миллидарси,  причем

пористость их преимущественно первична.

Источники появления в породах карбонатного цемента более легко объяснимы по

сравнению с источниками кремнезема, поскольку даже в песчаниках обычно содержится

некоторое   количество   карбонатов,   которые   могут   быть   растворены   и   переотложены   в

другом   месте.   Карбонатный   цемент   в   песчаниках   может   присутствовать   в   форме

идиоморфных  кристаллов  кальцита  или  доломита,   находящихся   в промежутках   между

песчаными   частицами;   он   может   покрывать   поверхности   песчаных   зерен,   являясь

связующим   материалом   между   ними,   а   также   быть   образован   остатками   карбонатных

окаменел   остей,   как   распознаваемыми,   так   и   концентрирующимися   в   пятна

неопределимых обломков.

Поскольку   цементация   породы   часто   происходит   за   счет   растворения   ее   же

собственного материала, эти два процесса действуют в противоположных направлениях.

Там,   где   растворение   превалирует   над   отложением   цемента,   пористость   породы

возрастает, и наоборот, на участках, где преобладает отложение, пористость уменьшается.

Растворение   и   цементация   неузнаваемо   изменяют   структуру   норового   пространства   и

особенно   проницаемость   породы   [76].   С   образованием   залежи   углеводородов

прекращается   циркуляция   поровых   вод,   а   вместе   с   ней   и   деятельность   процессов

растворения и цементации. Отсюда мы можем заключить, что растворение и цементация в

природных резервуарах происходит почти исключительно до аккумуляции нефти и газа в

пласте¹.

Уплотнение. В геологии нефти и газа важны три результата воздействия на породы

давления:   1)   уплотнение   коллекторских   отложений;   2)   уплотнение   отложений,   не

являющихся   коллекторами,   особенно   глинистых;   3)   сжатие   пластовых   флюидов.   Мы

коснемся   здесь   только   уплотнения   отложений,   которые   служат   коллекторами   нефти   и

газов.

Уплотнение   пород-коллекторов   происходит   главным   образом   под   влиянием

увеличивающейся   нагрузки   перекрывающих   отложений.   Такое   воздействие   на   породу,

подобно цементации, приводит к сокращению пористости. Уменьшение объема порового

пространства   при   уплотнении   в   замкнутой   системе   природного   резервуара   вызывает

увеличение   пластового   давления.   Уплотнение   особенно   значительно   в   коллекторах,

содержащих глинистый или коллоидный материал. При возрастании горного давления из

них   выжимаются   огромные   массы   адсорбированной   воды,   и   поскольку   глинистые   и

коллоидные   материалы   чрезвычайно   пластичны,   они   могут   растекаться   между

зернистыми   частицами,   образуя   цемент   и   тем   самым   снижая   пористость.   Чистые

песчаники, вскрытые на забоях самых глубоких скважин, достигающих 15 000 футов, не

несут следов раздробления зерен (R.В. Hutchison, личное сообщение); это указывает на то,

что подобные породы вполне могут оказаться продуктивными на больших глубинах². В то

же   время   заиленные   и   загрязненные   песчаники   становятся   непроницаемыми   под

давлением   и   на   гораздо   меньших   глубинах.   Однако   даже   в   чистых   песчаниках

наблюдается   увеличение   с   глубиной   количества   точек   соприкосновения   зерен,   что

свидетельствует об уменьшении объема порового пространства пород при все большем

углублении в недра [77].

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

Прим. ред.

²Максимальная   глубина,   с   которой   получены   из   песчаных   отложений   промышленные

притоки нефти, составляет 6606 м (Луизиана), и промышленные притоки газа - 6887 м (Техас). -
Прим. ред.

Различают   два   вида   уплотнения   пород-коллекторов:   пластическое   и   упругое.

Пластическое уплотнение выражается в проникновении мягких акцессорных минералов

основной массы, таких, как глинистые минералы, продукты выветривания и коллоиды, в

открытые поры по мере увеличения давления и вытеснения из них воды. В результате

этого   породы   теряют   пористость,   сокращается   их   проницаемость   и   происходит   общее

уменьшение их объема (см. фиг. 9-13). Пластическое уплотнение наблюдается в основном

на ранней стадии диагенетического преобразования отложений, когда из них удаляются

огромные   количества   воды.   Однако   из-за   продолжающегося   воздействия   нагрузки

вышележащих пород сокращение пористости пород вследствие пластического уплотнения

происходит в течение длительного времени и после завершения стадии диагенеза, хотя со

все более уменьшающейся скоростью.

На фиг. 4-15 показано увеличение плотности пород с глубиной на месторождении

Гарбер   в   Оклахоме.   В   возрастании   плотности   здесь   играют   определенную   роль   как

цементация, так и уплотнение, и очень трудно, а иногда и вообще невозможно отделить

один   из   этих   процессов   от   другого.   В   песчаниках   пластическое   уплотнение

устанавливается   по   наличию   вдавленных   в   поры   и   деформированных   частиц   мягких

минералов, по перераспределению зерен, более плотной их упаковке, раздроблению краев

зерен и более тесной приспособленности последних к материалу основной массы. Порода,

претерпевшая пластическую деформацию, даже частично не восстанавливает при снятии

давления   свой   первоначальный   объем.   Следовательно,   объем   таких   пород   является

функцией   максимальной   величины   горного   давления,   которому   они   подвергались   в

течение своей геологической истории.

Породы,   подвергшиеся   упругому   уплотнению,   наоборот,   могут   при   снижении

давления восстанавливать, хотя бы частично, свой первоначальный объем. Такое явление

особенно вероятно в твердых песчаниках. Оно обусловлено тем, что энергия, накопленная

в песчаных зернах при повышении горного давления, освобождается при его ослаблении.

По-видимому, можно провести некоторую аналогию между этим явлением и накоплением

энергии в сжатой пружине. Однако пласт песчаника,  содержащий какое-то количество

пластичных минералов и испытывающий воздействие

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  16  17  18  19   ..