Литология. Кн. 2 - Фролов В.Т.
ISBN 5—211—02383—8
Скачать (прямая ссылка):
Примесь глинистого вещества, особенно монтмориллонитово-го, усиливает экранирующие свойства почти всех пород. Эксперименты показали, что добавление 20% каолинита в среднезернистый кварцевый песок снизило проницаемость в 500 раз, такое же количество монтмориллонита — в 3000 раз. Гидрослюды занимают промежуточное положение (Прошляков, Кузнецов, 1991, гл. 23). Вследствие гидрослюдизации и хлоритиза-ции содержание монтмориллонита начинает снижаться с глубин 2—3 км, что ведет к ухудшению экранирующих свойств .глинистых пород. Статистически устанавливается мощность 'флюидоупоров большинства месторождений в 10—70 м, но при ^ee увеличении запасы УВ в залежах возрастают (Высоцкий, Высоцкий, 1986, по Прошлякову и Кузнецову, 1991, с. 412). Для палеозойских отложений Прикаспийской впадины соотношение •толщины покрышки к высоте залежи 1 : 10 обеспечивает ее надежность.
Коллекторы — «горные породы, обладающие способностью вмещать и отдавать» (Кравцов, 1982, с. 168) флюиды (воду, нефть, газ), хорошо изученные нефтяниками (Багринцева, 1982; Бурлин, 1975; Калинко, 1987; Прошляков, Кузнецов, 1991; Ханин, 1973; и др.) и гидрогеологами (Всеволожский,
1991 и др.), образуют коллекторское тело, которое называют природным резервуаром, или ловушкой флюидов. Б. К. Прошляков и В. Г. Кузнецов (1991) включают в понятие «резервуар» и ограничивающий коллекторское тело флюидоупор — покрышку: «природный резервуар (ПР) нефти и газа представляет собой естественное вместилище жидких и газообразных веществ (флюидов), в котором может происходить их миграция» (с. 245). Разделяя это понимание ПР, М. К. Калинко (1987, с. 80) коллектор называет флюидопроводником, а флюидоупоры (антиколлекторы) делит на верхние — покрышки и нижние — подложки. Естественно, большее значение имеют покрышки, поскольку нефть и газ — наименее плотные флюиды, и они будут стремиться занять наиболее верхнее положение: нефть выше воды в залежи, а газ — выше нефти (простая трехслойная залежь).
М. К. Калинко (1987) обращает внимание на условность разделения пород на коллекторы и флюидоупоры, ибо при больших давлениях последние могут стать коллекторами (а коллекторы — флюидоупорами), проницаемыми могут быть любые породы, и флюиды могут перемещаться (диффузно, по микроразрывам и т. д.) даже через глины и граниты. Кроме того, Р. Н. Злочевская и др. (1977), Б. В, Дрягин (1980) показали, что при температуре выше 6O0C и высоком давлении толщина пленки воды в капиллярах и тончайших микропорах глин снижается до мономолекулярного слоя, и эти поры могут считаться открытыми для флюидов. Преодолено представление А. А. Ханина и других о том, что поры диаметром менее 0,2— 10 мкм полностью заняты пленкой воды, которая по своим свойствам весьма сходна с твердым веществом, и такие породы не могут быть вместилищем нефти и газа или путями их миграции. Новые данные опровергают это и показывают, что даже в капилляре диаметром 4•1O-3 мкм вода представляет собой ньютоновскую жидкость, для начала движения которой не нужен начальный градиент давлений, и по ним могут перемещаться флюиды. Все это заставило М. К. Калинко между коллекторами и флюидоупорами выделить промежуточную группу пород — полуколлекторы — «такие горные породы, в которых возможно движение флюидов под влиянием градиентов давлений, превышающих градиенты давлений, возникающих при гравитационной дифференциации флюидов и не приводящих к разрушению скелета породы или изменению ее текстуры» (с. 76), а флюидоупоры определить как «горные породы, по которым в условиях их естественного залегания возможно движение флюидов под влиянием таких градиентов давлений, которые вызывают либо нарушение скелета породы, либо изменения ее текстуры» (там же).
Выделяют до 10 типов ПР или ловушек (иногда их считают частью ПР) по генезису, из которых основные: 1) литологиче-ские пластовые — пласты песчаников или других первично по-
р истых обломочных, раковинных, оолитово-известняковых пород с межгранулярной пористостью; 2) литологические био-гермные (рифовые) с первичной и вторичной пористостью выщелачивания; 3) эрозионных выступов и врезов — трещиноватые или кавернозные (первые) и межгранулярно-пористые (вторые); 4) стратиграфического несогласия; 5) структурно-тектонические — антиклинальные, сводовые и тектонического несогласия — поднадвиговые и другие приразломные; 6) вто-> ричного интракрустального разуплотнения — зоны милонити-зации, доломитизации, перекристаллизации, серицитизации, растворения, преобразования OB и других процессов. / В недрах идут и противоположные процессы, снижающие пористость: карбонатизация, окварцевание, сульфидная и дру-. гая рудная минерализация, выпадение асфальтенов и смол из нефтей и т. д.
Общий закон — уменьшение пористости с глубиной — изучен с количественной стороны, так как он важен не только для нефтяной, но и для всей геологии. Различают три вида пористости: полную (общую, абсолютную или физическую), открытую и эффективную. Полная пористость—это совокупность всех видов пор, независимо от их размера, формы, сообщаемости и генезиса. Численно она выражается отношением объема всех видов пор к объему заключающей их горной породы: V
