USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 25.78

+0.04

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.35

0

AИ-98 51.09

+0.03

ДТ 47.67

-0.01

11 мин
460

Об аномальных свойствах терригенных коллекторов нефти и газа в зоне катагенеза

Об аномальных свойствах терригенных коллекторов нефти и газа в зоне катагенеза

В связи с большой важностью проблемы изменения емкостных и фильтрационных свойств терригенных коллекторов на больших глубинах и необходимостью прогноза пористости и проницаемости пород нами было предпринято изучение корреляционных зависимостей данных параметров от комплексных геологических
показателей, учитывающих особенности геотермического, геобарического и тектонодинамического развития осадочно-породных бассейнов земного шара — экспоненциальной геохронотермы (ЭГХТ) Еτ, экспоненциального хроноградиента уплотняющего давления (ЭХГУД) ЕB и условного показателя динамокатагенеза (УПДК) Д [2].
В таблице 1 приведена характеристика исходных данных по результатам исследований 708 залежей нефти, газа и газоконденсата, приуроченных к разновозрастным горизонтам (неоген-кембрий) зоны катагенеза.
В итоге множественной корреляции получены следующие уравнения:
m0= 42,4 + 0,53 Eτ — 34,2 Д ± 0,24 m0 , (1)
lg k = 5,34 — 0,24 Eτ — 1,46 EB — 1,92 Д ± 0,2 lg k, (2)
где m0 — открытая пористость терригенных коллекторов, % ;
k — абсолютная проницаемость пород, 10–3 мкм2.
Эти уравнения характеризуются совокупными коэффициентами корреляции (rs) 0,72 и 0,65, соответственно, и среднеквадратичными погрешностями 24% и 20%. т.е. могут использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости (m0) и абсолютной проницаемости (k) песчаников в зоне катагенеза.
Определение весовых значений факторов показали, что для уравнения (1) роль фактора
динамокатагенеза первостепенна (-55,1%), второе место занимает фактор уплотняющего давления (-41,3%) и на третьем месте находится геотермический фактор (+3,6%), т.е. на пористость терригенных коллекторов в зоне катагенеза отрицательно влияют степень тектонодинамической возбужденности горизонтов и положительно — длительное воздействие высоких температур.
В преобразованиях проницаемости пород на передний план выступает фактор уплотняющего давления (-63,8%), далее следуют факторы динамокатагенеза (-23,8%) и геотермический (-12,4%).
Фактор уплотняющего давления (ЭХГУД) оказывает явное тормозящее противодействие процессам глубинной коррозии зерен полевых шпатов, кварца и растворения цементирующего вещества, которые инициируются высокими температурами. Рост показателя EB отражает уменьшение объема первичных и вторичных пустот. Влияние катагенеза (УПДК) приводит к более плотной укладке зерен и также способствует
ухудшению пористости и проницаемости. Однако данные уравнения характеризуются недостаточно тесной связью переменных, что обусловлено наличием в использованной выборке терригенных коллекторов различного генезиса. Правильнее было бы получить ряд уравнений множественной корреляции для каждого генетического типа коллекторов, например, для кварцевых, полевошпатовых, полимиктовых песчаников с учетом их зернистости, но в настоящее время это не представляется возможным. Для расчета вероятностно-статистических моделей использованы фактические данные по нефтяным и газовым месторождениям СССР.
Привлечены также данные (таблица 1) зарубежных исследователей Р.С. Олсен (1983), Э.А. Манчини (1984, 1985), С.Д. Бёрли (1986), К.В. Джинса (1986), А. Лоной (1986), М.Б. Хеирова, А.Г. Сеидова (1987), Дж. К.Уилсона, Е.Е. Мак-Брайда (1988), Дж. Р. Глазмана (1989), С.А. Диксона, Д.М. Саммерса (1989), С.И. Джонсона, К.Дж. Шенка, Д.Л. Андерса (1990), Л.Ф. Джансы и В.Х. Н. Урреа (1990), С.Н. Эренберга (1990) и др.
Во многих регионах мира на больших глубинах отмечались интервалы распространения терригенных коллекторов с аномально высокими значениями открытой пористости и проницаемости. Однако до сих пор отсутствуют четкие количественные критерии их выделения.
Предлагается применять для этой цели уравнения (1) и (2). Если превышение значений параметров, характеризующих емкостные (m0i) и фильтрационные (ki) свойства изучаемых пород коллекторов, больше среднеквадратичных погрешностей этих уравнений (+24 и +20%), то песчаники могут квалифицироваться как коллекторы с аномально высокими свойствами. Для их выделения следует рассчитывать относительные параметры пористости (Sm0) и проницаемости (Sk):
Sm0 = m0 / m0, (3)
Sk = k/k. (4)
В таблице 2 приведены 35 примеров таких коллекторов. В зависимости от глубинных условий и литологических особенностей пород величины Sm0 варьируют от 1,11 до 75,00, а Sk — от 1,27 до 120,00.
Крупное исследование закономерностей уплотнения плиоценовых песчаников бассейна Вентура (Калифорния) провели Дж. К. Уилсон и Е.Е. Мак-Брайд [5]. Здесь максимальные глубины погружения были в среднем на 3 км больше, чем современные (0,52–3,55 км). Уплотнение песчаников формаций пико и репетто явилось результатом давления перекрывающих отложений. Тектонический стресс обусловил генерацию трещин с
раскрытостью до нескольких сантиметров. Влияние высоких температур на уплотнение было лимитировано повышением давления растворения, что привело к росту растворимости кварца, полевых шпатов и других силикатных минералов. Уплотнение за счет веса перекрывающих отложений привело к более плотной упаковке
зерен. В наиболее глубоко залегающих песчаниках (палеоглубины 5200–6600 м) примерно половина начальной пористости была потеряна за счет переупаковки зерен, включая изгибы пластинок слюды. Уплотнение оставило наиболее явные следы в песчаниках с обилием слюд и фрагментов пластичных пород. Качество резервуаров, в интервале палеоглубин 3,5–6,5 км, определяют первичная и вторичная пористости. Первичная пористость доминирует, однако вторичная пористость присутствует даже в образцах, отобранных на минимальных глубинах. Вторичная пористость составляет 20–40% от общей пористости и сформировалась за счет растворения зерен. Трещинная емкость могла составлять до трети общей пористости. Нефтенасыщенный образец песчаника с глубины 3332 м (палеоглубина 6350 м) имеет общую пористость 24% , первичную — 16,5%
, вторичную -7,5%. Его зерна на 39,5% состоят из кварца, на 19,5% — из полевых шпатов и на 10,0% — из фрагментов непластичных пород. Цемент представлен кальцитом (2,5%). Слюды содержится всего 0,5%.

Водонасыщенный образец песчаника, залегающего немного глубже (3463 м и 6480 м), отличается низкими коллекторскими свойствами (полная пористость 7,5%, первичная- 6,0%, вторичная -1,5%). Содержание кварцевых и полевошпатовых зерен одинаково (27,5%), фрагментов непластичных пород, цементирующих веществ и слюд
значительно больше (соответственно 16,5%, 7,5% и 3,0%). Относительный параметр пористости Sm0 = 7,5/14,0 = 0,54. По-видимому, нефть в заметной мере консервирует поровое пространство и препятствует отложению кальцитового цемента.
Кварцевые песчаники продуктивной толщи Южно-Каспийской мегавпадины на глубинах 5,2- 5,5 км имеют очень высокие значения относительных параметров пористости и проницаемости, а полимиктовые разности на глубинах 4,0–5,0 км выделяются пониженными величинами Sm0 = 1,11–1,61 и Sk= 1.27–3,16 (см. таблицу 2).
Водонасыщенные песчаники караганского горизонта площади Сулак Терско-Каспийского прогиба являются кварцевыми, хорошо отсортированными, мелкозернистыми, не содержат пелитовой фракции и поэтому на глубине 3981 м имеют общую пористость 20,5% и проницаемость 310. 10–3 мкм2 (М.Е. Слинько, 1986).
Нефтенасыщенные дельтовые, крупнозернистые песчаники нижнего миоцена месторождения Лейк Вашингтон Галф Коста даже на глубине 6530 м сохранили аномально высокую пористость и проницаемость (35,0% и 620. 10–3 мкм2).
По данным П.Д. Лундегарда и Л.С. Лэнда (1986) карбонатное растворение песчаников палеогеновых отложений Техасской части Галф Коста инициируется составом переслаивающихся с ними глинистых пород.
На это указывает изотопный состав стронция карбонатного цемента в песчаниках и снижение весового процента кальцита в глинах ряда скважин. Органические кислоты выводят карбонаты из глин в песчаники для цементации, причем роль этого явления может быть соизмерима с образованием вторичных пор под действием
выщелачивания.
Дельтовые среднезернистые песчаники верхнемеловых горизонтов площадей Джакобс Галф Коста и Фэлз Ривер Миссисипского бассейна на глубинах 5,8 — 6,1 км обладают сверхпористостью и сверхпроницаемостью (Sm0 = 1,57–4,79 ; Sk = 3,89–10,24). Полевошпатовые, вторичнопористые, нижнемеловые песчаники площади Джакобс приурочены к максимальным глубинам (6,4- 7,6 км), где величины ЭГХТи УПДК
также достигают максимума (3,43–4,66 и 0,98–1,02). Тем не менее в результате глубинной коррозии пород агрессивными водами открытая пористость значительна (16,5–7,5%), а её относительный параметр достигает максимальных величин (Sm0 = 20,62–75,00).
Детально исследовали процессы катагенеза верхнеюрских песчаников формации норфлет Южной Алабамы С.А. Диксон, Д.М. Саммерс и Р.К. Сурдэм [3]. Они выделили целую серию реакций, генерирующих СО2 внутри формации, результатом которых было растворение карбонатов и подавление их осаждения в поровом пространстве. К их числу относятся: декарбоксилирование дифункциональных карбоксильных кислот (110–90 млн. лет назад при температурах 60–100 0С), декарбоксилирование монофункциональных карбоксильных кислот (10–15 млн. лет назад при температурах 90–150 0С), термальный крекинг жидких УВ (70–30 млн. лет назад при температурах 120–175 0С) и термохимическая редукция сульфатов вод и пород в присутствии железа (60–1 млн. лет назад при температурах 135–180 0С и выше). Только два стабильных “ окна” существовали для осаждения карбонатов: очень раннее, когда в системе доминировала метеорная вода, и
позднее — при температурах 100–140 0С, когда щелочность нейтрализовалась органическими кислотами в условиях увеличения парциального давления СО2. Цементы ранней генерации не были распространены. Если бы ранняя цементация карбонатами или гипсом-ангидритом была полной, флюиды с трудом могли бы контактировать с матрицей песчаников, чтобы создать высокопористые интервалы. К тому же распространение
пористости растворения не может замаскировать первичные поровые пространства, возникшие в условиях эолового отложения песков норфлет. Реконструкция геотермической истории глубокозалегающих песчаников норфлет показала, что карбонатные цементы не образовались в течение последних 80 млн. лет. Более того,
происходило растворение зерен полевых шпатов и ангидритового цемента. В поровом пространстве горизонта газоконденсатного месторождения Хэттерс Понд доминируют вторичные микропоры. обусловленные устранением полевых шпатов и осаждением иллита. Однако в наиболее пористых и проницаемых песчаниках газового месторождения Мэри Энн преобладает межгранулярная пористость, которая в основном сохранялась в
ходе погружения.
Наличие высокой пористости песчаников норфлет на больших глубинах обусловлено комбинацией ряда благоприятных факторов: слабым распространением раннего ангидрита или кальцита; ранним образованием глинисто-окисножелезистых оторочек и их преобразованием в хлориты, которые подавляли цементацию кварцем; серией реакций, продуцировавших СО2 и тормозящих карбонатную цементацию; миграцией УВ и
проявлениями АВПД, которые подавили все виды цементации. Поэтому величины относительных параметров пористости и проницаемости верхнеюрских песчаников норфлет на глубинах 4600–6650 м варьируют в пределах 1,33–1,68 и 1,24–11,59 (см. таблицу 2).
Тщательное изучение вторичной пористости верхнеюрских песчаников газоконденсатного
месторождения Вентче (шельф Новой Шотландии, Канада) и формирования в них АВПД проведено Л.Ф. Джанса и В.Х. Н. Урреа [4]. Они установили, что катагенез осадочных пород, развитие в них вторичных резервуаров и проявление сверхгидростатических давлений тесно связаны. АВПД возникли в бассейне Сейбл 50 млн. лет назад, когда большая часть разреза осадочных пород потеряла эффективную проницаемость.

Развитие АВПД определялось взаимодействием между катагенетической трансформацией осадочных частиц и органическим веществом, процессом роста поровых давлений и запечатывания резервуаров. Наиболее значительное развитие вторичной пористости локализовано в зоне АВПД и предполагает взаимосвязь между этими явлениями. Однако залегание двух дополнительных интервалов повышенной пористости над кровлей
зоны АВПД указывает на более сложные взаимоотношения. Пористость в этих интервалах разреза увеличена главным образом в результате растворения алюмосиликатов. Местоположение данных интервалов соответствует начинающемуся созреванию ОВ (2200–2800 м), совпадающему с трансформацией смектита (монтмориллонита) в иллит и с генерацией жидких УВ из ОВ II-III типов (3750–4000 м). Органические кислоты,
выделенные на протяжении начальных стадий главного термокаталитического этапа, могли обусловить растворение алюмосиликатов. Наиболее глубокий интервал вторичной пористости залегает ниже кровли зоны АВПД, имеет толщину более 1500 м с общей пористостью пород до 32%. По контрасту с верхними интервалами увеличение вторичной пористости в третьем интервале дростигнуто главным образом за счет растворения железисто-шпатового кальцита. Если бы УВ, содержащие флюиды, не мигрировали рано в
резервуар со вторичной пористостью, новый комплекс аутигенных минералов, таких как полевые шпаты, каолинит, хлориты, кварц, доломит, кальцит закупорил бы вторичные поры. Последние 4 минерала доминируют ниже второго интервала с глубины 3700 м. Изотопные данные указывают, что углерод обремененного железом доломита и железисто-шпатового кальцита частично возник при декарбоксилировании ОВ, причем эти минералы осаждались при температурах выше 1050С.
Если растворение кальцитового цемента существенно улучшает качество резервуара, то для этого требуется удаление масс, что в закрытой системе резервуара с АВПД представляет дилемму. Авторы полагают, что это удаление масс достигается частично за счет реакции между каолинитом и карбонатами, ведущей к осаждению хлоритов, и частично за счет осаждения железистого доломита в течение периодических спадов
давления и изменений величины рН, обусловленных появлением трещин в перекрывающих глинах и возникновением разрывных нарушений. Так как снижение АВПД ведет к внезапному изменению парциального давления СО2, растворение карбонатов может трансформироваться в их осаждение, что приводит к новому запечатыванию резервуара. Это и есть процесс развития динамического катагенетического барьера, контролирующего АВПД и аккумуляцию УВ.
Как показано в таблице 2, терригенные коллекторы с аномально высокими пористостью и
проницаемостью на больших глубинах существуют и в среднеюрских, триасовых и палеозойских горизонтах, т.е. данное явление носит универсальный характер. Поэтому представляется целесообразным получить уравнения, связывающие максимальные величины пористости и проницаемости песчаников с комплексными показателями ЭГХТ, ЭХГУД, УПДК на глубинах более 4 км. По данным, полученным из 40 глубокозалегающих
объектов, рассчитаны следующие уравнения множественной связи:
m0max = 22,3 + 3,5 Еτ — 1,3 ЕB — 21,6 Д ± 0,23 m0max (5)
(rs = 0,70) и lg Kmax= 2,653+0,236 Еτ — 0,452 ЕB — 1,642Д ± 0,3 lg Kmax (6)
(rs = 0,65).
Рассчитанные веса факторов свидетельствуют о положительной роли ЭГХТ (+35,3% и +32,5%), отрицательном влиянии ЭХГУД (-0,4% и -35,6%) и УПДК (-54,4% и -40,9%), что соответствует современным представлениям об условиях формирования терригенных коллекторов на больших глубинах. Эти уравнения могут использоваться для
прогноза коллекторских свойств песчаников на глубинах от 4 до 10 км.

ЛИТЕРАТУРА
1. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. В двух книгах/ С.П. Максимов. М.: Недра, 1987.
2. Резников А.Н., Назаренко В.С., Хрупина М.В. Вероятностно-статическое меделирование
преобразований коллекторских свойств карбонатных пород в зоне катагенеза // Геология нефти и газа 1998. №2, С.16–23.
3. Dixon S.A., Summers D.M. and Surdam R.C. Diagenesis and Preservation of Porosity in Norphlet Formation (Upper Jurassic), Southern Alabama // The AAPG Bull., v. 73,№ 6 (June 1989), p.707–728.
4. Jansa L.F. and Urrea V.H. N. Geology and Diagenetic History of Overpressured Sandstone Gas Reservoirs, Venture Gas, Field, Offshore Nova Scotia, Canada // The AAPG Bull. v. 74, № 10 (October 1990), p. 1640–1658.
5. Wilson J.C. and MC Bride E.E. Compaction and Porosity Evolution of Pliocen Sandstones Ventura Basin, California // The AAPG Bull., v. 72, № 6 (June 1988), p. 664–681.
УДК 551.24+551.23

Автор:

Источник : Нефть и газ


Система Orphus