Вторичная, или промежуточная, пористость

В случае вторичной пористости форма и размер пустот, их расположение в породе и характер сообщаемости между собой не имеют прямой связи с морфологией осадочных частиц. Эта разновидность порового пространства называется еще «наведенной пористостью» [33]. Такой пористостью обладают, например, кавернозные известняки, а также трещиноватые кремнистые и кремнисто-глинистые породы. Большинство природных резервуаров, характеризующихся вторичной пористостью, приурочено к карбонатным породам ‑ известнякам и доломитам, вследствие чего этот тип пористости часто именуется «известняковой» или «карбонатной» пористостью. Вторичная пористость может возникать или видоизменяться в результате: 1) растворения; 2) образования трещин и разломов; 3) перекристаллизации и доломитизации; 4) цементации и уплотнения.

Растворение. Поверхностные воды, обогащенные углекислотой и органическими кислотами, проникают в толщу горных пород по различным пустотным пространствам [34], таким, как первичные поры, трещины, разрывы, плоскости отдельности, межкристаллические пустоты и поверхности напластования. Проходя сквозь породы, эти кислые воды растворяют и выносят различные соединения, включая карбонаты кальция и магния, а также соли натрия и калия, тем самым еще более расширяя каналы фильтрации и увеличивая пористость. В результате преимущественного растворения соприкасающихся между собой кристаллов кальцита в доломите образуются дополнительные каналы и затем подвергаются растворяющему действию вод все новые и новые минеральные зерна. Процессы растворения продолжаются на протяжении всего времени, пока в породах циркулируют растворители, непрерывно изменяя характер пористости и проницаемости.

В порядке понижающейся растворимости в кислом водном растворе наиболее распространенные в природе карбонаты располагаются следующим образом: 1) арагонит; 2) кальцит, 3) доломит, 4) магнезит. В гранулометрически однородных породах смешанного известняково-доломитового состава одновременно растворяются 24 части кальцита и часть доломита, пока весь кальцит не переходит в раствор [35]. В случае меньшей гранулометрической однородности это соотношение меняется в зависимости от относительного размера кристаллов и характера распределения кальцита и доломита в породе. Доломит с большим трудом поддается выветриванию, тогда как кальцит разрушается очень быстро.

Увеличение пористости происходит в тех участках породы, где скорость растворения превышает интенсивность вторичного выпадения вещества в осадок. Часть растворенного материала переотлагается в других участках породы, образуя цемент, уменьшающий пористость. Часто растворенный материал выносится на поверхность и уносится реками, протекающими в данном районе. Особенно большое значение процессы растворения приобретают в природных резервуарах, сложенных известняками и доломитами, но в известной мере они проявляются почти во всех породах-коллекторах, так как большая часть обломочных пород содержит то или иное количество карбонатов кальция и магния и других растворимых материалов.

Растворы органических кислот образуются в основном в зоне выветривания [36], преимущественно в результате разложения органического вещества. Ховард и Дэвид [37], добавив в воду листья вяза и каштана, почвенных бактерий и кусочки известняка, оставили эту смесь на открытом воздухе. В течение первых двух месяцев они наблюдали возникновение СО₂ во все возрастающем количестве, а в последующие одиннадцать месяцев газ образовывался в постоянно уменьшающихся объемах. Деятельность бактерий также достигает наибольшей интенсивности на поверхности выветривания. Бессчетное множество растительных и животных организмов живет, погибает и позднее разлагается в почвенном слое и на поверхности земли, способствуя химическому разложению многих встречающихся здесь минералов.

Таким образом, зона выветривания характеризуется высокой химической и биохимической активностью, что обеспечивает обогащение поверхностных вод органическими и неорганическими кислотами. Многочисленные водные источники, поноры (вертикальные полости) и различные формы карстового рельефа, известные во многих районах развития известняков, свидетельствуют о большой роли процессов растворения в образовании пористости карбонатных пород. Особенно большой пористостью обычно отличаются карбонатные породы, залегающие непосредственно под поверхностями несогласия, так как при этом породы подвергаются суммарному воздействию процессов растворения и выветривания. Пример погребенного предпенсильванского карстового рельефа, развитого в ордовикских известняках западного Канзаса, приведен на фиг. 7-58.

Поверхности несогласия наиболее часто встречаются на площади распространения осадочных образований. Поскольку несогласия представлены поверхностями субаэральных перерывов седиментации, подвергавшимися выветриванию и эрозии, к ним обычно приурочены зоны развития пористости растворения, которые могут служить природными резервуарами, причем в районах с изученной стратиграфией и историей геологического развития их положение в разрезе можно предсказать еще до начала бурения. Тесная связь пористых и проницаемых известняковых или доломитовых природных резервуаров с поверхностями несогласия делает эти поверхности особенно интересным объектом для постановки разведочного бурения. Можно назвать много примеров залежей нефти и газа, связанных с зонами развития пористости растворения, формирующимися под распространенными на обширной площади поверхностями несогласия. Некоторые из них описаны на стр. 326-327 (глава 7, гидродинамические ловушки, А.Ф.).

Несколько примеров кавернозной пористости в породах уже рассмотрено в геологической литературе [38]. Наиболее ярким из них является огромная пещера, обнаруженная на месторождении Доллархайд в округе Андрус, западный Техас [39]. Девять скважин, разбросанных на площади в 1 кв. милю с плотностью 1 скважина на 40 акров, вскрыли эту пещеру, что было установлено по внезапному провалу бурового долота. Пещера, которая оказалась заполненной нефтью, заключена в известняке Фассельмен (силур). Ее высота местами достигает 16 футов. Между интервалом разреза кавернозных пород и предпермской поверхностью несогласия залегает толща известняков и доломитов силурийского ип девонского возраста мощностью около 1000 футов. Тем не менее предполагается, что пещера образовалась в результате эрозии именно в предпермское время.

В Саудовской Аравии, в высокопродуктивной зоне Араб (верхняя юра), к которой приурочены нефтяные залежи, пористость в известняках наблюдается в интервалах, где они либо доломитизированы, либо имеют оолитовое строение; здесь, наряду с пустотами величиной в палец встречаются крупные каверны до трех футов в поперечнике, в которые проваливается буровой инструмент. В результате, по крайней мере на месторождении Абкайк [40], проницаемость коллекторов столь высока, что нефть поступает из скважин почти с такой же интенсивностью, как если бы ее откачивали из цистерны.

Разломы и трещины. Образование разломов и трещин обусловливает возникновение распространенного и важного типа вторичной пористости в хрупких породах [41]. К хрупким породам-коллекторам относятся известняки, доломиты, кремнистые и глинистые отложения, окремнелые осадочные породы, изверженные и метаморфические породы. При переслаивании глинистых пород, песчаников и известняков каждому литологическому типу прослоев может быть присуща своя, отличная от других система трещин. Поскольку трещины служат каналами для циркуляции воды, они, вероятно, расширяются и видоизменяются под воздействием процессов растворения. В комбинации с другими типами первичной и вторичной пористости трещины часто создают сложную структуру порового пространства; действительно, появление трещин во многих случаях увеличивает проницаемость пород от нескольких миллидарси до нескольких дарси. Влияние трещин на локализацию каналов растворения отражено схематически на фиг. 4-9. Трещины образуются, вероятно, в результате влияния трех основных факторов:

Фиг. 4-9. Идеализированный срез породы, показывающий, как трещины способствуют повышению проницаемости породы. Проходящие по трещинам растворы расширяют их, растворяя стенки. Трещины соединяют изолированные прежде пустоты и поры.

1. Процессы диастрофизма, такие, как образование складок и разрывных нарушений. Некоторые трещины могут возникать на глубине, как следствие увеличения объема пород при воздействии на них растягивающих усилий, которые появляются при складкообразовании и изгибании слоев [42].

2. Удаление перекрывающих пород благодаря эрозии в зоне выветривания [36]. При уменьшении этой нагрузки вышележащих отложений верхние слои ранее погребенных пород начинают расширяться и намечающиеся в них зоны ослабления преобразуются в трещины отдельности, разрывы и щели. Следовательно, под поверхностями несогласия можно ожидать увеличения трещиноватости пород. Вероятно, многие из первоначальных каналов растворения, по которым фильтруются поверхностные воды, обрпотся в результате постепенного растрескивания пород в процессе выветривания.

3. Сокращение объема глинистых пород без изменения условий их залегания в недрах земли в процессе диагенетических преобразований, сопряженных с потерей воды при уплотнении. Если неглинистые пласты, расслаивающие толщу глин, не испытывают усадки и действуют как распорки или разделяющие прокладки, то сокращение объема глинистых пород и алевроли тов выражается в появлении в них трещин, имеющих часто неправильную или конхоидальную форму в противоположность правильным плоскостям систем трещин, возникающих при диастрофизме [43].

Почти все природные резервуары в известняках, доломитах и кремнистых породах в той или иной мере обладают трещинной пористостью. Плоскости трещин в сочетании с уже существовавшей до возникновения трещиноватости пористостью образуют сообщающуюся систему, которая намного увеличивает проницаемость пород. Таким образом, во многих плотных трещиноватых коллекторах можно выделить как бы две системы проницаемости: 1) слабопроницаемые блоки, заключенные между трещинами, в которых нефть движется медленно на короткие расстояния в 2) высокопроницаемые трещины, приводящие в конце концов к скважине [44]. Процентное содержание воды в трещинных порах обычно ниже, чем в межзерновых; это значит, что в поровом пространстве трещиноватого природного резервуара выше процентное содержание нефти и газа. Даже тяжелые, вязкие нефти, которые не фильтруются через породы с низкой проницаемостью, могут скапливаться и течь вдоль трещин, давая промышленные притоки. Таким образом, любая хрупкая порода, независимо от того, насколько плотной на вид она была определена в обнажении или в обломках шлама, может стать коллектором после образования в ней трещин, разломов и зон дробления.

Ниже рассматривается ряд залежей, где трещинная пористость в коллекторах играет большую роль.

Залежи в породах фундамента. В Калифорнии из природных резервуаров в трещиноватых изверженных и метаморфических породах ежедневно получают около 16 000 баррелей нефти.

Наиболее важным объектом эксплуатации является залежь Эдисон близ Бейкерфилда [45] (см. также стр. 81). Другие залежи (Торранс, Уилмингтон, Венис, Эль-Сегундо и Плайа-дель-Рей) связаны с францисканскими (юрскими?) трещиноватыми кристаллическими сланцами и расположены южнее и юго-восточнее Лос-Анджелеса [46].

На месторождении Амарильо в техасской части провинции Панхандл в нескольких скважинах нефть добывают из свежих, невыветрелых гранитов фундамента. Одна из этих скважин (R.В. Rutledge, личное сообщение) уже дала более 1 млн. баррелей нефти. Столь высокая производительность, несомненно, связана с наличием в гранитах трещин, поскольку соседние скважины оказались сухими или почти сухими. Очевидно, нефть проникла в граниты из осадочных образований, развитых по склонам погребенного горного хребта, вдоль которого тянется месторождение (см. также фиг. 3-8).

Залежи в трещиноватых осадочных породах. На месторождении Санта-Мария, Калифорния (см. фиг. 7-62), было добыто около 400 млн. баррелей нефти, из которых 75% было извлечено из трещиноватых глинистых сланцев и только 25 % - из песчаников. Начальный дебит скважин обычно составлял 2500 баррелей в сутки, а отдельные скважины имели суточный дебит до 10 000 баррелей [47]. Суммарная добыча из некоторых скважин превысила 1 млн. баррелей. Коллекторами являются в основном трещиноватые кремнистые породы формации Монтерей (миоцен), переслаивающиеся с известковыми сланцами и песчаниками, также весьма плотными, хрупкими и характеризующимися конхоидальной трещиноватостью. Нефть приурочена здесь к трещинам.

Продуктивность подобных образований трудно установить по данным бурения, так как вынос керна из хрупких и трещиноватых пород весьма невелик, а нефть вымывается буровым раствором. Лучшим показателем вскрытия возможной продуктивной зоны является потеря циркуляции бурового раствора. Трещиноватые кремнистые породы округа Санта-Мария отличаются низкой пористостью, но высокой проницаемостью и поэтому служат удовлетворительными коллекторами для тяжелых нефтей этого района (плотность их 6-37°API, или 1,029-0,339, а в среднем менее 18°, т.е. 0,946).

Месторождение Спраберри в западном Техасе (см. фиг. 13-11) состоит из ряда залежей, возможно отчасти связанных друг с другом и занимает территорию свыше 150 миль в длину и 75 миль в ширину [48]. Продуктивные горизонты приурочены к пермским отложениям и занимают интервал разреза мощностью около 1000 футов, а геологические запасы нефти по разным оценкам составляют 1 млрд. баррелей или более. Однако извлекаемые запасы нефти при существующей технологии добычи, возможно, невелики из-за низкой проницаемости пород, слагающих природные резервуары. Ловушки связаны здесь с замещением коллекторских пород по восстанию менее проницаемыми породами. Коллекторами являются главным образом черные хрупкие глинистые сланцы, иногда алевритистые и песчанистые, известковистые и неизвестковистые алевролиты и в значительно меньшей степени тонкозернистые пески. Диаметр частиц последних изменяется от ¹/₃₀ до ^¹/₄₅ мм (нижний предел песчаной размерности зерен ¹/₁₆ мм). Пористость обычно менее 10%, а средняя проницаемость - 0,5 миллидарси. Нефтяные залежи в породах со столь малой пористостью и проницаемостью встречаются довольно редко. Эффективная проницаемость рассматриваемых коллекторов обязана почти исключительно наличию разрывов и конхоидальных трещин, пронизывающих тонкозернистую массу пород во всех направлениях, но главным образом по вертикали. На карте равных потенциалов продуктивности залежи Текс-Харви, приведенной на фиг. 13-21, можно видеть простирание основных систем трещин на линейно распространенных высокопродуктивных участках [42]. Трещиноватые глинистые породы слагают также ловушку на месторождении Флоренс в штате Колорадо (см. стр. 269: фиг. 6-53, А.Ф.).

Песчаник Орискани (нижний девон), распространенный на территории штатов Пенсильвания и Нью-Йорк, представлен плотными, мелкозернистыми разностями, средняя проницаемость которых не превышает 500 миллидарси, а пористость колеблется от 2 до 10 %. Он содержит много газовых залежей, приуроченных в основном к антиклинальным складкам [49], причем в скважины, отличающиеся повышенной продуктивностью, газ поступает из мелких открытых трещин, связанных, видимо, с поверхностями отдельности [50].

Проницаемость карбонатных пород-коллекторов часто связана преимущественно с трещинами. Тщательно изучен и описан [51], например, природный резервуар на месторождении Уэст-Эдмонд в Оклахоме (см. фиг. 14-7). Основной продуктивной толщей здесь является известняковая формация Бойс-д'Арк, залегающая в кровле группы Хантон (девон - силур). Ловушка является стратиграфической и образована в результате срезания проницаемого пласта по восстанию в восточном и северо-восточном направлении поверхностями предмиссисипского и предпенсильванского несогласия. Пористость пород отчасти первичная и связана с наличием межкристаллических пустот, отпечатков органических остатков и оолитовых прослоев; величина ее, согласно авторам цитируемой нами работы [51], изменчива. Проницаемость известняков и доломитов низкая, но породы всей продуктивной части разреза рассечены многочисленными трещинами и разделены благодаря этому на блоки различных размеров. Нефть притекает к трещинам, по кото­рым движется к скважинам, обусловливая их продуктивность.

Трещиноватость явилась косвенной причиной образования месторождения Дип-Ривер в штате Мичиган [52] (фиг. 4-10). Нефть содержится здесь в узком удлиненном теле пористых доломитов, заключенном в слабопроницаемых известняках верхней части формации Роджерс-Сити (девон). Предполагают, что эти доломиты образовались в результате воздействия на обычные слабопроницаемые известняки грунтовых магнезиальных вод. циркулировавших в них по трещинам. В непродуктивных скважинах не было обнаружено не только нефти, но и доломитов. Вертикальные трещины широко распространены в доломитах Элленбергер (кембро-ордовик) в пределах западного Техаса. В одной колонке керна длиной 36 футов были обнаружены трещины, простирающиеся вертикально по всей ее длине; мелкие трещины были едва заметны, а самые протяженные достигали 1 мм в ширину [53]. Месторождение Сипио-Албион в штате Мичиган образует прямой и узкий пояс залежей общей длиной более 25 миль и шириной в среднем 3500 футов (фиг. 4-11). Нефть и газ добывают из доломитизированной зоны известняков Трентон (ордовик). Структура этих

Фиг. 4-10. Структурная карта месторождения Дип-Ривер, Мичиган (Нunt, Independent Petroleum Association of America, 19, p. 42, 1949).

Изолинии через 20 футов. Нефть добывают из доломитизированной зоны в известняках Роджерс-Сити (девон). Доломитизация связана, вероятно, с проникновением в известняки магнезиальных растворов по трещине. Ловушка, так же как и поровое пространство пород, связана с зоной доломитизации. Следует заметить, что на своде складки известняки непродуктивны.

известняков рисуется здесь обычно в виде неглубокой прогнутой зоны или синклинали; однако, возможно, она представляет собой зону дробления над глубоко погруженным разломом в фундаменте. Вероятно, доломиты узкого продуктивного пояса имеют вторичное происхождение и сформировались из известняков вдоль системы разломов и трещин. Запасы месторождения оцениваются более 100 млн. баррелей нефти и более 200 млрд. куб. футов газа [54]. На фиг. 4-12 детально показано строение одной из залежей этого месторождения ‑ залежи Сипио.

На Северных месторождениях Мексики (район. Пануко) коллекторами являются известняки Тамаулипас, Агуа-Нуэва и Сан-Фелипе (мел) [54]. Это плотные тонкозернистые массивные известняки, обладающие низкой пористостью, за исключением участков развития вторичной пористости, таких ее форм, как трещины отдельности, пустоты растворения внутри органических остатков и другие трещины, придающие породам высокую проницаемость. Они разбиты разрывами, которые, несмотря на небольшую амплитуду смещения, вызвали сильное раздробление пород, что было установлено по образцам керна и обломкам, выброшенным из скважин при фонтанировании. Со сбросами связаны довольно крупные щели; при их вскрытии происходили провалы бурового инструмента.

Суммарная добыча из Северных месторождений составила около 1 млрд. баррелей нефти плотностью 12,5°API (0,98 г/см³). Большой удельный вес нефти препятствует ее проникновению в межкристаллические поры известняков, и она почти целиком приурочена к трещинным пустотам. Дебит скважин неустойчив; он может меняться в расположенных в нескольких сотнях футов одна от другой скважинах от незначительных следов нефти до 30 000 баррелей и более в сутки. На высокую проницаемость некоторых участков коллекторов указывает мощное фонтанирование одной из скважин соленой водой с суточным дебитом свыше 100 000 баррелей.

Интенсивной трещиноватостью и раздробленностью обусловленны пористость и проницаемость меловых известняков и гранитов фундамента, являющихся коллекторами нефти на месторождениях Мара Ла-Пас в западной Венесуэле [55] (см. также фиг. 6-31). Мощность насыщенного нефтью разреза на месторождении Мара превышает 5000 футов, а общая мощность продуктивных из характеризующихся низкой проницаемостью

Фиг. 4-11. Карта месторождения Сипио – Пьюла - Албион в юго-западном Мичигане. Продуктивная площадь заштрихована.

(обычно меньше 1 миллидарси), составляет 1800 футов, особенно высока продуктивность известняков там, где в них развита трещиноватость. Зоны трещиноватости в известняках ассоциируются г тесно расположенными вертикальными плоскостями, в свою очередь, связанными с резко выраженными складками и разрывами, образующими ловушки, и распространяются в подстилающие граниты фундамента, которые также содержат нефть над водонефтяным контактом (W.S. Olson, личное сообщение).

В богатейших залежах юго-западного Ирана нефть приурочена к известнякам Асмари (верхний олигоцен ‑ нижний миоцен). На тщательно изученных месторождениях Месджеде-Солейман (см. фиг. 6-12) и Хефтгель

Фиг. 4-12. Структурная карта залежи Сипио в Мичигане по кровле формации Трентон: (ордовик) (D.A. Busch). В 5-10 скважинах получены прямые доказательства наличия сбросов. 1 ‑ непродуктивные скважины; 2 ‑ нефтяные скважины.

(см. фиг. 2-2) [56] было установлено, что независимо от того, насколько обогащены нефтью обломки выбуренного шлама, значительные промышленные притоки ее 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:

2СаСО₃ + MgCl₂ → CaMg (CO₃)₂ + СаСl₂.

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

Фиг. 4-15. График, показывающий возрастание плотности продуктивных пород с увеличением глубины их залегания на месторождении Гарбер, Оклахома (Athу, Problems of Petroleum Geology, Am. Assoc. Petrol. Geol., p. 815, Fig. 1, 1934).

нагрузки вышележащих пород, которая вызывает еще большее неупругое уплотнение частиц, никогда не восстанавливает полностью при снятии давления своей исходной мощности. Какой величины может достигать упругое сжатие пород и каково количество энергии, которое может накопиться в них при этом,- это вопросы, относительно которых мнения исследователей разделились; конкретные же данные весьма скудны.

Мейнцер [78] рассматривал упругое сжатие водоносных горизонтов в качестве источника энергии, вызывающей артезианское истечение в некоторых скважинах. Его доказательства базировались на том, что вес столба воды между пьезометрической поверхностью и водоносным горизонтом меньше веса соответствующих по мощности покрывающих пород. Давление воды внутри водоносного пласта распределяется по всем направлениям и помогает выдерживать вес перекрывающих его пород. Обычно при отборе воды из водоносного пласта пьезометрическая поверхность снижается, однако Мейнцер считал, что падение направленного вверх гидростатического давления в пласте компенсируется опусканием перекрывающих пород. Другими словами, соприкасающиеся зерна в этом случае принимают на себя большую часть давления, чем тогда, когда давление воды было выше. По мере повышения давления нагрузки зерна испытывают упругое сжатие, и, вероятно, они вновь увеличились бы в объеме, если бы упало горное давление. Сжатие сокращает объем порового пространства, повышает давление на флюиды и заставляет воду двигаться к поверхности в фонтанирующих артезианских скважинах. Но отличить сжатие твердой фазы пород-коллекторов от сжатия пластовых флюидов, таких, как воздух, газ и вода, очень трудно, поскольку оба этих эффекта одинаково сказываются на дебите флюидов в скважинах. Концепция сплошной флюидной фазы, распространяющейся от уровня грунтовых вод до очень больших глубин и способной передавать давление в соответствии с определенным градиентом гидростатического давления, является в большинстве случаев наиболее простым и реальным объяснением природы подземного гидростатического давления. Более того, по сравнению со сжатием различных флюидов влияние, оказываемое на движение пластовых флюидов упругим сжатием пород, ничтожно.

Те же представления были использованы Джилули и Грантом [791 в их попытке объяснить проседание грунтов в районе Лонг-Бича, Калифорния. Они предполагали, что падение пластового давления флюидов в результате отбора нефти было вполне достаточным, чтобы вызвать соответствующее увеличение эффективной нагрузки от перекрывающих пород. Дополнительная нагрузка на песчаные зерна обусловила упругое сжатие песчаной породы, которое привело к сокращению объема последней и проседанию всей перекрывающей ее толщи до самой поверхности².

Одна из проблем, связанных со сжатием песчаников, заключается в установлении различия между воздействием на них пластического и упругого сжатия. Можно ожидать, что оба эти процесса происходят одновременно в обычном песчанике или граувакке,

¹Пьезометрической называется поверхность, соединяющая наивысшие точки, до которых поднимается в скважиных вода из единого водоносного горизонта. Пьезометрическая поверхность является эквивалентом потенциометрической поверхности в том случае, если вода везде имеет постоянную плотность и если последняя используется для расчета потенциометрической поверхности (см. стр. 374-376).

²Подобные проседания, иногда сопровождаемые небольшими землетрясениями, наблюдались в районе Апшеронского полуострова. ‑ Прим. ред.

содержащих то или иное количество глин и других пластичных материалов; тем не менее определить относительное влияние каждого из них на погребенные породы-коллекторы практически невозможно. Низкая сжимаемость кварцитов и песчаников [80] приводит к выводу, что уплотнение, испытываемое обломочными породами-коллекторами, обусловливается больше пластическим сжатием, чем упругим. Аналогичным образом легкость, с которой карбонатные минералы и породы перекристаллизуются и заполняют все имеющиеся поры, заставляет предполагать, что большинство карбонатных пород испытывает скорее пластическое, чем упругое сжатие¹.