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 hi — мощность i-го литологически однородного интервала с плотностью пород бпг при 100% влажности; g — ускорение свободного падения. Нормальное пластовое давление
где δвi — плотность пластовой воды в интервале hi .
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≈dVп, 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 βп (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.
Дата добавления: 2015-05-26; просмотров: 4809;