Литология. Кн. 2 - Фролов В.Т.
ISBN 5—211—02383—8
Скачать (прямая ссылка):
¦кпя—-—— (коэффициент пористости выражается в долях-
^породы
единицы). При умножении его на 100 выражают этот коэффициент в процентах. Открытая пористость — это совокупность сообщающихся между собой пор, численно выражаемая отношением их объема к объему заключающей их породы — коэффициент открытой пористости — kno. Он меньше &пп- Эффективная пористость — совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида, ибо каждый флюид из-за своих физических свойств характеризуется своей эффективной пористостью. Эта пористость из-за трудностей массового «определения имеет пока только теоретическое значение, а первые два вида пористости используют широко в научных и практических целях. Так, Б. К. Прошляков и В. Г. Кузнецов (1991, с. 347) в мезозойских отложениях Прикаспийской впадины установили закономерное очень медленное уменьшение отношения knalknn примерно от < 1 до 0,95 (т. е. фактически постоянство отношения) на глубине 0—2 км, несколько более быстрое уменьшение — до 0,85 на глубине 2—3 км и нарастание скорости его снижения до 0,45 на глубине 4,5 км. Но как бы в противоречие с этим на значительно больших глубинах устанавливаются большие пористость и проницаемость и большие притоки нефти и газа: на площади Булла-море в Азербайджане с глубины более 6000 м подняты песчаники с открытой пористостью 12—15%, а с глубины 6208 м получен фонтан газа около
1 млн м3 и 400 м3 конденсата в сутки; в районе оз. Маракайбо в Венесуэле с глубины 5644 м получена нефть 700 т/сут; на площади Карачаганак в Прикаспийской впадине открытая пористость известняков на глубине.4500—5400 м достигает 23%, а проницаемость — 140•1O-15 м2.
Из многих сверхглубоких скважин получают промышленные нефть, газ, газоконденсат с глубиной 6—7 км, а, с глубины 8 км — промышленные притоки газа (США, Техас, скв. Ледбеттер-1; Прошляков, Кузнецов, 1991, с. 399). Довольно обоснованно предполагают, что в благоприятных условиях осадочные породы могут быть коллекторами нефти и газа и на глубинах до 12—15 км. Сохранению пористости способствуют сами УВ-флюиды, препятствующие аутигенному минералообра-зованию и сжатию и благоприятствующие вместе с другими факторами созданию аномально высоких пластовых давлений (АВПД; Фертль, 1980), превышающих иногда гидростатическое в 1,5—2 раза и более и часто провоцирующих флюидоразрывы. Замедляют ухудшение коллекторских свойств и мощные толщи каменной соли, обладающие высокой теплопроводностью и отводящие тепло недр (эффект холодильника), что тормозит течение химических реакций и выделение закупоривающих минералов. Под такими экранирующими флюидоупорами, включая и мощные региональные глинистые свиты, например в Прикаспийской впадине на глубинах больше 3,5—4 км часто создается АВПД, сохраняются хорошие коллекторские свойства, и пористость оказывается большей (например, 9,6—13,5% на глубине 5300—5504 м в Биикжальской СГ-2) по сравнению с более высокими горизонтами (Прошляков, Кузнецов, 1991, с. 403).
«Проницаемость — свойство породы пропускать сквозь пустое пространство флюиды» (Семенович, 1989, с. 8). Ее величина /СпР служит коэффициентом пропорциональности в уравнении 1 AP
Дарси V=K1n,— , откуда /Спр= (v/AP)цAL, где v — скорость фильтрации жидкости, м/с; г] — динамическая вязкость жидкости, Па-с; AP — перепад давления на отрезке AL, Па/м. іСпр имеет размерность площади, и его обычно выражают в квадратных микрометрах: 1 мкм2= Ю-12 м2. Проницаемость зависит от размера пор, следовательно, от размера зерен и изменяется пропорционально квадрату изменения диаметра пор. Коллекторы имеют Кпр от 0,005 до 2 мкм2, обычно от 0,05 до 0,5 мкм2. Ранее использовалась единица «дарси» — D. ID» »1 мкм2 (Семенович и др., 1987, с. 56).
Так как поровое пространство коллекторов, обычно занимают разные флюиды (нефть, газ, вода), в основном несмеши-вающиеся и выступающие как разные фазы, обладающие разной вязкостью, при фильтрации они будут мешать друг другу, менее вязкая будет «обгонять» более вязкую. Для каждой из фаз порода будет иметь свою проницаемость, называемую фа-
зовой, или эффективной, и она всегда ниже общей, или абсолютной. Проницаемость фазы тем больше, чем больше доля ее в поровом пространстве.
Природные резервуары нефти и газа и приуроченные к ним месторождения расположены в земной коре не хаотично, а группами, системами, составляющими нефтегазоносные бассейны (НГБ), т.. е. крупные осадочные бассейны, характеризующиеся единством геологической истории и строения и несущие региональную нефтегазоносность, проявляющуюся в наличии нефтематеринских свит, коллекторов, флюидоупоров и структур для образования месторождений. Учение о НГБ развили И. О. Брод, Н. А. Еременко, В. Б. Оленин, Н. Б. Вассоевич, А. М. Серегин, В. В. Семенович, Б. А. Соколов, Ю. К. Бурлин, И. В. Высоцкий и др. Поскольку практически все осадочные бассейны первично нефтегазоносны (не исключая, вероятно, и докембрийские), то подразделение их в первую очередь должно производиться по тектоническому, а по существу по истори-ко-геологическому признаку: это континентальные и окраиннот океанические, приуроченные к переходной зоне между континентами и океанами. Континентные в свою очередь подразделяются на платформенные, геосинклинальные и переходные между ними (миогеосинклинальные, предгорные и т. п.). Н. Б. Вассоевич насчитывает до 500 НГБ, вместе занимающих больше половины площади соответствующих мегаструктур Земли. Максимальная мощность осадочных пород в них достигает 15—20 км. Установлена прямая зависимость общих запасов нефти и газа от объема НГБ, т. е. от объема осадочных пород. Некоторым^ исключением являются аридные формации, иногда по объему большие (юго-западные штаты США), но бедные месторождениями нефти и газа.
