«ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ИЗУЧЕНИЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО Н Е Д Р А Москва 1969 УДК 553.98(01) Породы-коллекторы нефти и г а з а и и х изучение. Х А Н И Н А. А. Издательство Недра, 1969 г., стр. 368. В первой части к ...»

А. А. ХАНИН

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

НЕФТИ И ГАЗА

И ИХ ИЗУЧЕНИЕ

ИЗДАТЕЛЬСТВО « Н Е Д Р А »

Москва 1969

УДК 553.98(01)

Породы-коллекторы нефти и г а з а и и х изучение. Х А Н И Н А. А.

Издательство «Недра», 1969 г., стр. 368.

В первой части к н и г и освещены теоретические и методические вопросы, связанные с характеристикой и оценкой пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства ж и д к о ­ стью и газом. Особое внимание уделено видам воды в поровом пространстве п р о д у к т и в н ы х пород, теории образования адсорб­ ционных слоев ж и д к о с т и, методам определения в о д о -, нефтеи газонасыщенности, фазовой проницаемости, изучению геометрии норового пространства и связи проницаемости с последней.

Во второй части к н и г и рассмотрено развитие пород-коллекто­ ров нефти и г а з а в совокупности с тектоническим строением тер­ риторий.

Предлагаемая к н и г а рассчитана н а геологов и д р у г и х специа­ листов, изучающих породы-коллекторы нефти и газа.

Рисунков 68, таблиц 28, библиография — 351 название.

2-9- 392-

ПРЕДИСЛОВИЕ

Изучению пород-коллекторов нефти и газа и процессов движения через них жидких и газообразных флюидов придается большое зна­ чение в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газо­ вых месторождений.

Для познания процессов аккумуляции нефти и газа в ловушках и движения этих флюидов через пустотное пространство горных пород необходимо иметь данные о геологическом строении продуктивных пластов, составе, характере и свойствах слагающих и перекрыва­ ющих их пород, свойствах пористой среды и жидкостей, их взаимо­ действии в статическом и динамическом состояниях и др.

Комплекс вопросов, связанных с условиями образования и харак­ теристикой пористых сред, а также движением через них пластовых флюидов, очень широк. Это создает определенные трудности при составлении монографии о породах-коллекторах нефти и г а з а.

Течение жидкостей и газа через пористые среды анализировалось в ряде крупных работ М. Маскета, Л. С. Лейбензона, П. Я. Полубариновой-Кочиной, А. Э. Шейдеггера, Р. Коллинза и др. Физика нефтяного пласта в связи с рациональной разработкой нефтяных месторождений освещена в книгах Ф. А. Требина, П. Джонса, К. Г. Оркина и П. К. Кучинского, Ф. И. Котяхова, С. Пирсона, Д. Амикса, Басса и Уайтинга, А. Н. Снарского, Ш. К. Гиматудинова, М. И. Максимова и др.

Свойства природных пористых сред (коллекторов нефти и газа) и взаимодействие их с жидкостями описаны главным образом в жур­ нальных статьях. Характеристике порового пространства осадочных пород посвящена монография В. Энгельгардта (1960), однако и в ней затронута только часть вопросов, отражающих сущность естествен­ ных пористых систем и их свойства.

Первая попытка рассмотреть породы-коллекторы нефти и газа в широком плане в зависимости от условий образования, залегания в разрезе, свойств пористых систем и насыщающих их жидких и газо­ образных флюидов была сделана нами в книге «Основы учения о по­ родах-коллекторах нефти и газа» (1965). Главной задачей при этом было «навести мосты» между некоторыми естественными науками, изучающими нефтяной и газовый пласты: петрографией осадочных пород, геологией нефти и газа и физикой нефтяного (газового) пласта.

1* При этом были использованы литературные источники как первых исследователей в этой области (П. П. Авдусина, Г. И. Теодоровича и Ф. А. Требина), так и других крупных специалистов по породамколлекторам нефти и газа (А. Г. Алиева, Д. Амикса и др., Г. A. Axмедова, В. Г. Васильева, Б. Ю. Вендельштейна, Л. П. Гмид, Т. И. Гуровой, В. Н. Дахнова, В. М. Добрынина, М. А. Жданова, С. Л. З а к с а, С. С. Итенберга, М. К. Калинко, В. Н. Кобрановой, Л. П. Колгиной, И. А. Конюхова, Ф. И. Котяхова, С. Пирсона, Е. С. Ромма, С. Г, Саркисяна, Е. М. Смехова, М. А. Федоровой, К. Р. Чепикова, А. Шейдеггера, В. Энгельгардта и др.).

В настоящей работе более широко освещены теоретические и мето­ дические вопросы, связанные с характеристикой и оценкой пори­ стости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом. Особое внимание уделено видам воды в поровом пространстве продуктивных пород, теории образования адсорбцион­ ных слоев жидкости, методам определения водо-, нефте- и газонасы­ щенности, фазовой проницаемости, изучению геометрии порового пространства и связи проницаемости с последней.

В о второй части книги приводятся примеры пород-коллекторов нефти и газа на Русской платформе и в сопредельных с ней областях юга СССР. Породы-коллекторы рассматриваются в совокупности с тектоническим строением территории в пределах нефтегазоносных областей. Характеристики пород-коллекторов более полные, чем в предыдущих наших работах. Автор надеется, что книга будет по­ лезной для геологов и других специалистов, изучающих породыколлекторы нефти и газа.

СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

Общие сведения. Типы пород-коллекторов Коллекторами газа и нефти являются горные породы, обладающие способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке.

Горные породы расчленяются на три основные группы: извер­ женные, осадочные и метаморфические. Последние являются резуль­ татом более или менее глубокого изменения изверженных и осадочных пород.

В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приуро­ чены к терригенным и карбонатным отложениям. Породы, образовав­ шиеся при высокой температуре (изверженные и метаморфические), не могут служить коллекторами для углеводородов. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в в ы ветрелую часть пород, в которых в результате выщелачивания или выветривания, а также действия тектонических сил могли образо­ ваться вторичные поры и трещины. Коллекторы изверженных и метаморфизованных пород относят к группе смешанных коллекторов.

Коллекторы нефти и г а з а бывают в основном двух типов: грану­ лярные и трещинные. Обычно гранулярными коллекторами я в ­ ляются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся г р а н у л я р ­ ной пористостью и межзерновой проницаемостью; часть известняков и доломитов с оолитовой и трубчатой структурой пор подобны грану­ лярным коллекторам.

Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуаров сло­ жена породами осадочного происхождения: песчаниками, известня­ ками и доломитами. Другие горные породы только иногда служат коллекторами нефти. Т а к, на Шаимском месторождении в ЗападноСибирской низменности нефть обнаружена не только в песчаниках, но и в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. На месторождении Литтон-Спрингс (Техас) нефть получают из пори­ стого и трещиноватого серпентина. На месторождении Панхендл (Техас) нефть была обнаружена в размытом граните, базальном кон­ гломерате. На месторождениях Колорадо (Флоренс, Т о у - К р и к, Ренджели и др.) и Калифорнии (Санта-Мария, Б у е н а - В и с т а - Х и л с ) нефть получена из трещиноватых глинистых сланцев. В Западном Т е х а с е, на известном месторождении Спраберри, газ получен из трещиноватых аргиллитов, сланцев и алевролитов пермского воз­ раста.

Основные изверженные породы образуют часть подземного нефтя­ ного резервуара на месторождении Фэрбро (Мексика). К месторожде­ ниям с промышленной нефтеносностью в трещиноватых породах фундамента относят следующие: Орт в Канзасе, Санта-Каунти и ЭльСегандо в Калифорнии, Л а - П а с в Венесуэле и др. На некоторых нефтяных месторождениях Канзаса и Оклахомы нефть добывается из пористой окремнелой брекчии.

Скопления нефти и г а з а установлены в отложениях всех воз­ растов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом включи­ тельно. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях.

Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов.

Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и в предгорных прогибах.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории СССР приходится на отложения каменноугольного ( 2 9 % ), девонского ( 1 9 % ) и неогенового ( 1 8 % ) возраста. К этим же стратиграфическим комплексам приурочено наибольшее количество продуктивных пластов терригенного состава: к девонским и каменно­ угольным — по 1 7, 5 % и неогеновым — около 1 8 %.

По данным изучения 236 крупнейших месторождений мира, не считая СССР и стран народной демократии, запасы нефти распре­ деляются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках 5 9 %, известняках и доломитах 4 0 %, трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах 1 %.

Е с л и из 236 месторождений исключить 21 месторождение Среднего и Ближнего Востока, где добыча нефти осуществляется главным образом из карбонатных пород мезозойского возраста, то запасы нефти распределяются следующим образом: в песках и песчаниках около 7 7 %, известняках и доломитах 2 1 % и остальных породах 2 % (Knebel et a l., 1956).

По Г. Кнебелу и Г. Эрасо (1956), рассмотренные ими нефтяные месторождения содержат 8 2, 5 % запасов. Оказалось, что 1 4, 1 % месторождений характеризуются глубиной продуктивных горизон­ тов до 600 м от поверхности земли, 6 2, 1 % — глубиной 600— число месторождений, где глубина залегания продуктивных гори­ зонтов до 600 м, объясняется менее благоприятными условиями сохранности залежей на небольших глубинах. Меньшее число зале­ жей на глубинах от 2140 до 3650 м и ниже по сравнению с числом залежей на глубинах 600—2140 м, по нашему мнению, нельзя объяс­ нить только относительно меньшей разбуренностью недр в интервале указанных глубин (Двали, Белонин, 1965). Это, по-видимому, также связано с меньшей изолирующей способностью глинистых покрышек.

На глубинах более 2140—3650 м глинистые толщи более уплотненные и дегидратированные, в результате чего их пластичные свойства уменьшаются, породы делаются более хрупкими и склонны к растрескиванию.

Распределение залежей нефти и газа в СССР и США по страти­ графическим комплексам примерно одинаково (рис. 1). Промышлен­ ная нефтегазоносность в пределах территории СССР установлена в разрезе отложений от кембрия до кайнозоя включительно.

В ряде районов промышленные притоки газа получены из тре­ щиноватой и выветрелой части пород фундамента, например на не­ которых площадях Северо-Сосьвинского свода (Тюменская область) и в пределах Ейско-Березанской зоны дислокаций (Краснодар­ ский край).

В СССР на долю нефтяных и газовых залежей, приуроченных к породам-коллекторам терригенного состава (песчаники, пески, алевролиты, алевриты), приходится 7 4 %, к карбонатным коллекто­ рам (известняки, доломиты) — 1 8 % и к терригенно-карбонатным — Рис. 1. Распреде­ ление залежей неф­ графическим ком­ плексам.

1-в по У. Гопкинсу); г — в СССР (на начало 1965 г. по В. Г. Ва­ сильеву и A. A. X a нину).

8 % (Васильев, Еловников, Ханин, 1963). В. Г. Васильев и A. A. X a нин (1966) рассмотрели распределение газовых и газоконденсатных залежей в различных по петрографическому составу породах-кол­ лекторах. Это исследование показало, что около 8 1 % залежей с в я ­ зано с песчано-алевролитовыми породами, 1 8, 5 % — с карбонатными породами и 0, 5 % — с выветрелыми и трещиноватыми метаморфиче­ скими и изверженными породами.

В настоящее время в общем балансе добычи нефти в нашей стране ведущее место занимает нефть из отложений девонской и каменно­ угольной систем, промышленная нефтеносность которых широко известна в пределах Волго-Уральской области. Среди коллекторов нефти, слагающих продуктивные пласты девонских и каменноуголь­ ных отложений этого региона, преобладают песчаники мелкозер­ нистые, с хорошо отсортированными и окатанными зернами (нижнефранские и угленосные отложения).

Одной из ведущих газоносных областей является эпигерцинская платформа юга СССР, включая западную часть Средней Азии, Север­ ный Кавказ и Предкавказье, а также территорию Степного Крыма.

Продуктивные газоносные пласты здесь связаны в основном с отло­ жениями мезозоя и палеогена.

Несмотря на сравнительно большое количество залежей, только несколько десятков из них являются крупными промышленными объектами (нефтяные месторождения Туймазинское, Ромашкинское, Арланское, Шкаповское, Мухановское, Покровское, Ленинское, группа месторождений среднего течения р. Оби и др.; газовые место­ рождения Газлинское, Шебелинское, Северо-Ставропольское;

группа Краснодарских газоконденсатных месторождений и др.).

Большинство залежей характеризуется относительно малыми промышленными запасами; кроме того, имеется много примеров, когда отбор нефти и газа из продуктивных пластов затруднен из-за низкой фильтрационной способности горных пород. Применение методов интенсификации притоков нефти и газа (гидроразрыв пласта, солянокислотная обработка и др.) во многих случаях способствует улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважин.

Различие областей сноса, палеогеографическая обстановка в век накопления осадков и последующие процессы, способствующие их изменению, сказались на многообразии типов коллекторов, их емкостных и фильтрационных характеристиках.

Н а Северо-Американском континенте известно шесть районов с выявленной нефтеносностью, которые сгруппированы В. Меллори (Mallory, 1963) следующим образом.

1. Бассейны, развившиеся над древними эвгеосинклиналями (миссисипские и пенсильванские породы в районе залива Св. Лаврентия;

третичные породы Тихоокеанского побережья и Аляски, бассейн Свердрап).

2. Прибрежные равнины (Атлантика, Мексиканский залив, Арктика).

3. Зоны развития осадочных и вулканических пород третичного возраста на западе внутренних районов США и Мексики.

Основная часть скоплений нефти в Западной Канаде связана с верхнедевонскими рифами и миссисипскими органогенно-обломочными карбонатными отложениями. На крайнем востоке Канады лежит у з к а я полоса осадочных пород мощностью до 4,5 км, пред­ ставленных известняками, песчаниками, алевролитами, глинами, конгломератами миссисипского и пенсильванского возраста, зале­ гающими с угловым несогласием на древних породах северной части Аппалачской геосинклинали. В бассейне Монктон каменноугольные породы нефтегазоносны. Глубина залегания продуктивных гори­ зонтов колеблется от 1500 до 3000 м. В Западной Канаде продуктивны органогенные рифы, тянущиеся от районов Арктики почти до север­ ной границы США.

Рифовые массивы являются хорошими ловушками нефти (Ледюк, Иннисфейл и др.). Т а к, в Западной Канаде к 1959 г. около 4 5 % запасов нефти и конденсата и 1 6 % газа было сосредоточено в рифах отложений Ледюк девонского возраста. Наибольшие запасы нефти и г а з а связаны с рифами, расположенными между шельфовой полосой и цепью рифов Римбей — Ледюк — Клайд, а также между цепью рифов Римбей — Ледюк — Клайд и поднятием Пис-Ривер.

На Тихоокеанском побережье выделяются нефтеносные бас­ сейны Южной Калифорнии (основной нефтедобывающий район СанДжоакин — Вэлли).

В бассейне Сан-Джоакин основное количество нефти получено из залежей, связанных с литологическим и тектоническим экрани­ рованием на моноклиналях.

В бассейне Лос-Анджелес основное значение имеют месторожде­ ния, связанные с антиклинальными складками. В них преобладают сводовые и тектонически экранированные залежи.

Нефтяные месторождения бассейнов Сан-Джоакин и Лос-Андже­ лес характеризуются многопластовостью. Нефтеносны слабоуплот­ ненные песчаники от верхнего мела до плейстоцена, наиболее богаты нефтью отложения миоцена и плиоцена.

В Калифорнии также развиты и трещинные коллекторы нефти, представленные роговыми и кремнистыми сланцами верхнемиоцено­ вого возраста.

Межгорные третичные бассейны запада США и Мексики подраз­ деляются В. Меллори (1963) на три группы: 1 — эоценовые бассейны, расположенные между хребтами Скалистых гор в штатах Вайоминг, Колорадо, Юта и Нью-Мексико; 2 — бассейны межгорных впадин в штатах Невада, Калифорния, Аризона и 3 — озерные бассейны, отложения которых переслаиваются с третичными базальтовыми потоками на Колумбийском плато. В перечисленных бассейнах добыча нефти и газа небольшая, их перспективы оцениваются к а к не очень значительные.

В северо-западном Колорадо нефть и газ добывают из линзовидных песчаников яруса Гайовата континентальной формации Вэсэч (эоцен). Песчаники характеризуются косой слоистостью.

Дальше к югу, в штате Юта, песчаные коллекторы формации Вэсэч также содержат нефть.

Прибрежная равнина Мексиканского залива и Атлантики и Южно-Калифорнийская эпиэвгеосинклиналь содержат основные запасы нефти и газа в третичных породах. Эта зона характеризуется широким развитием солянокупольной тектоники. Наибольшее число крупнейших месторождений с максимальной добычей и запасами сосредоточены в штате Т е х а с. Он же занимает первое место по до­ быче в США. Нефтяные месторождения приурочены к соляным куполам, к погребенным рифовым массивам и ловушкам других типов. Нефтеносны песчаники эоцена, олигоцена и миоцена, ловушки структурно-стратиграфического типа.

Самое крупное месторождение нефти США — Ист-Техас. В отло­ жениях свиты Фрио (нижний олигоцен), протягивающихся вдоль побережья Техаса в виде полосы шириной от 64 до 96 км («золотая газовая дорога»), выявлено большое количество высокопродуктивных газовых месторождений, из которых 11 являются основными место­ рождениями США. После 1959 г. в округе Рифьюджио и далее на северо-восток от него вплоть до Луизианы в этих же отложениях обнаружено около 60 новых газовых и газоконденсатных место­ рождений. Все они приурочены к пескам нижней части свиты Фрио, залегающим в различных тектонических условиях на глубинах более 3000 м. Развитие пород-коллекторов того или иного типа тесно связано с геологической историей отдельных участков Северо-Американской платформы.

Палеозойские песчаники служат коллекторами нефти во многих залежах в районах восточного Мид-Континента и Скалистых гор.

Песчаники Вилькокс и Симпсон (средний ордовик) штатов Канзаса и Оклахомы, Мид-Континента относятся к наиболее чистым песчаным породам-коллекторам и сложены обычно округлыми кварцевыми зернами (Леворсен, 1958).

Карбонатные породы, главным образом известняки, служат коллекторами нефти во многих залежах в районе Мид-Континента, К а н з а с а, Оклахомы, Т е х а с а, Западной Канады и других рай­ онов.

В Западном Техасе и Ныо-Мексико многие залежи нефти при­ урочены к палеозойским (от перми до кембрия), известняковым и доломитовым коллекторам. Среди них существенную роль играют коллекторы рифовых массивов (Западная Канада, Пермский бассейн США).

Кроме пород-коллекторов нефти и г а з а, характеризующихся гранулярной пористостью, довольно широко развиты породы с тре­ щинной и трещинно-гранулярной пористостью (месторождение Спраберри и др.).

На Среднем и Ближнем Востоке, главным образом в Ираке, Иране, Кувейте и Саудовской Аравии, наблюдается наибольшая концентрация крупных нефтяных месторождений в мире. Значи­ тельная часть нефти содержится в известняковых породах-кол­ лекторах, приуроченных к крупным антиклиналям.

Нефтяные месторождения в основном расположены в пределах Месопотамской впадины и в восточных краевых областях погружения плиты Аравийской платформы (Бакиров, 1957). В пределах Месо­ потамской предгорной впадины расположены нефтяные месторожде­ ния юго-западного Ирана и Северного Ирака.

Основным продуктивным горизонтом нефтяных месторождений юго-западного Ирана (Масжид-и-Сулейман, Агаджари, Хафт-Кел и др.) и северного Ирака (Киркук, Айн-Зала, Бутма, Нефтхане и др.) служит толща известняков Асмари.

Разнообразие типов пород-коллекторов как по составу, так и по текстурно-структурным свойствам в значительной степени сказывается на емкостной и фильтрационной характеристиках.

Коллекторские свойства пород зависят от условий, при которых формировались осадки: глубины бассейна, скорости течений, отда­ ленности источника сноса, химического состава среды, температур­ ных условий и др. Они также зависят от диагенетических и эпигене­ тических процессов и тектонических явлений (Ханин, 1965).

Формирование осадочных пород и их текстурно-структурные Основными коллекторами являются породы осадочного про­ исхождения.

Они обычно характеризуются слоистостью, часто содержат орга­ нические остатки, иногда обладают яснокристаллическим строением при однородности минерального состава. По своему происхождению осадочные породы подразделяются на три большие группы: обломоч­ ные, химические и органогенные.

Обломочные породы являются продуктом разрушения различных горных пород. Они сохраняются в рыхлом или сцементированном виде при процессах диагенеза и эпигенеза. Формирование осадочных пород представляет собой длительный и сложный процесс.

Диагенезом осадков называют стадию формирования осадка в породы путем постепенного уплотнения и минералогического видо­ изменения, в результате чего они приобретают новое строение.

Эпигенезом называют дальнейшие видоизменения породы при продолжающемся прогибании земной коры. При еще большем погру­ жении и дислокациях породы претерпевают стадию раннего мета­ морфизма. Первоначальный минералогический состав пород, тек­ стура и структура меняются в соответствии с новыми условиями.

В результате осадочные породы превращаются в метаморфические.

При эпигенетических изменениях пород происходит растворение обломочных зерен под давлением и переотложение растворившегося материала в порах песчаных пород, что приводит к ухудшению коллекторских свойств (Абрамова, 1959; Ермолова, 1956; Копелиович, 1965; Taylor, 1950, 1964 и д р. ). В то же время наряду с эпигенезом, приводящим к прогрессивному уплотнению пород и к деградации пористости, действуют процессы, связанные с активной циркуля­ цией вод и приводящие к выносу вещества за пределы породы (Копелиович, 1965). При этом пористость и проницаемость пород возра­ стают. Накопление осадочного материала, характер его веществен­ ного состава и строения пластов в значительной мере предопреде­ ляются колебательными движениями земной коры. Кроме тектони­ ческих движений на образование осадочных отложений влияют климат, рельеф суши и др. При дифференциации осадка происходит механический перенос обломочных частиц и химическое разделение по степени растворимости.

Непостоянство физико-географических условий на поверхности земли приводит к накоплению различных по генезису типов осадков или фаций. Под фациями понимают совокупность признаков осадков и условий их образования. По физико-географическим условиям образования фации разделяются на морские, континентальные и ла­ гунные. Морские фации широко развиты среди осадочных толщ, характер их изменяется с глубиной.

Комплексы фаций, образующихся в пределах областей с более или менее постоянным тектоническим и климатическим режимом, слагают формации (Рухин, 1953). Среди осадочных формаций выде­ ляют платформенные и геосинклинальные группы. Первые характе­ ризуются небольшой мощностью и постоянством на большой пло­ щади. Вторые обладают большой мощностью и в то же время отли­ чаются непостоянством, изменяясь вкрест простирания складчатой системы.

В условиях образования платформенных формаций при про­ явлении слабодифференцированных тектонических движений небольшой амплитуды возникают кварцевые пески и песчаники, каолинитовые глины и другие типы осадочных пород. Среди гео­ синклинальных формаций, возникших в условиях дифференциро­ ванных тектонических движений большой амплитуды, распростра­ нены магматические и пирокластические породы. В них также обра­ зуются г р а у в а к к и, некоторые кремнистые породы и др. Некоторые формации носят переходный характер, сочетая в себе признаки платформенных и геосинклинальных образований. К группе пере­ ходных формаций, типичными представителями которых являются угленосные и красноцветные толщи, приурочены месторождения каменного у г л я, нефти, газа и соли.

Под структурой горной породы понимают совокупность ее при­ знаков, определяемых морфологическими особенностями отдельных составных частей и их пространственными взаимоотношениями (Теодорович, 1958).

Определение структурного типа породы сводится к выяснению размера и формы слагающих ее зерен. По величине зерен среди осадочных пород различают структуры псефитовую, псаммитовую (песчаную), алевритовую и пелитовую.

Псефитовая структура свойственна грубообломочным породам, состоящим из обломков размером более 2 мм.

Псаммитовая структура характерна для песчаников и песков с размерами частиц от 0,1 до 1—2 мм (грубозернистая структура — преобладают зерна больше 1 мм; крупнозернистая — от 1 до 0,5 мм;

среднезернистая — от 0,5 до 0,25 мм; мелкозернистая — от 0, до 0,1 мм; разнозернистая — зерна разных размеров).

Алевритовая структура свойственна мелкообломочным породам с размерами частиц от 0,01 до 0,1 мм (крупнозернистая структура — преобладают зерна от 0,1 до 0,05 мм; мелкозернистая — от 0, до 0,01 мм).

Пелитовая структура характерна для тонкообломочных горных пород с размерами частиц 0,01 мм и менее (микрозернистая струк­ тура — преобладают зерна от 0,01 до 0,001 мм; криптозернистая структура — преобладают зерна 0,001 мм я меньше; разнозернистая структура — преобладают зерна меньше 0,01 мм, но встречаются зерна и других размеров).

Текстура горной породы характеризуется расположением и рас­ пределением ее составных частей. Основным текстурным признаком осадочных пород является их слоистость, которая связана как с накоплением осадка, так и с процессом литификации.

Слоистость в основном бывает горизонтальная, косая и непра­ вильная. Выделяются и другие виды слоистости. Встречаются плойчатые структуры, которые являются результатом оползания осадков по дну бассейна, тектонического смятия, гидратации ангидрита и других причин. Характер слоистости влияет на фильтрационные свойства пород в вертикальном и горизонтальном направлениях, а также на выбор методов воздействия на призабойную зону пласта (например применение гидроразрыва пласта с целью увеличения притока пластовых флюидов в скважину).

Характер расположения и размещения пор является текстурным признаком. В то же время пористость зависит и от структуры породы.

Размеры и форма пор в значительной степени предопределяются размером и формой слагающих породу минеральных зерен. Поэтому различают также и структуру порового пространства.

В некоторых известняковых толщах развиты своеобразные по­ верхности, носящие название сутуро-стилолитовых. Они носят характер мелкобугристых (сутурных) образований, а также более крупных выступов (стилолитов). Стилолитами называют выступы вышележащего слоя, вдающиеся в виде зубцов (чаще всего размером до нескольких сантиметров) в нижележащий слой и отделенные друг от друга видимой невооруженным глазом поверхностью раз­ дела. Сутурами называют микрозубчатые линии, представляющие собой срезы мелкобугристых, так называемых сутурных поверх­ ностей. Сутуры чаще всего связаны переходами со стилоли­ тами.

Из практики нефтедобычи последних лет известно, что стилолиты и соединяющие их сутуры могут служить коллекторами. Поэтому они иногда могут представлять практический интерес. Существует ряд воззрений на образование стилолитов и сутур. Наиболее полной, на наш взгляд, является гипотеза, предложенная Г. И. Теодоровичем. Он предполагает формирование распространенного типа сутуро-стилолитовых поверхностей, приуроченных к определенным горизонтам толщи пород, в три этапа. Первый этап связан с карстом (растворением) затвердевающего мелководного известковистого осадка в условиях кратковременного выведения его из-под уровня воды. Второй этап характеризуется чаще всего фиксацией начальных сутуро-стилолитовых поверхностей путем перекрытия их тонкой, обычно глинистой пленкой. В более редких случаях эти поверхности проявляются в результате затвердевания их до отложения выше­ лежащего известкового материала. Третий, основной, этап про­ текает длительно в сформированных породах, в процессе циркуля­ ции вод обычно над глинистыми сутуро-стилолитовыми пленками, растворения преимущественно нижней части вышележащего изве­ стняка и эпизодического оседания его под влиянием геостатического давления. В то же время встречаются сутурные поверхности, не имеющие четкой связи с определенными горизонтами толщи пород и приуроченные к зонам интенсивных тектонических напряжений.

В этом случае зубчатые сутурные поверхности тектонического происхождения, по-видимому, связаны со сжатием, а трещины — с тектоническим растяжением.

Текстуры осадочных горных пород классифицируют по разным к а ­ тегориям признаков. Л. В. Пустовалов классифицирует их по типам слоистости, поверхностям наслоения, выделяет особые типы текстур (стилолитовую, фунтиковую и д р. ). М. С. Швецов (1948) рассматри­ вает в классификационной схеме три основных типа текстур: 1) бес­ порядочную; 2) микрослоистую (включая и плойчатую) и 3) флю­ идальную. Кроме того, отмечается четвертая текстура — пористая, свойственная всем породам. Ф. Петтиджон (Pettijohn, 1949) выделяет анорганогенные (первичные, или механические, и вторичные, или химические) и органогенные текстуры. Н. Б. Вассоевич приводит классификацию текстур по времени их образования, увязанному со стадиями литогенеза (осадко- и породообразования). Со стадией сингенеза (образования осадка) связаны сингенетические текстуры, возникающие в момент отложения осадка (ранний сингенез), а также в свежеотложенном осадке (поздний сингенез). К ранней стадии сингенеза относятся абиогенные (знаки ряби, слоеватость, слойчатость, ориентировка зерен органических остатков и т. д.) и био­ генные (следы жизни на поверхности дна) текстуры. К поздней ста­ дии сингенеза относятся трещины усыхания, возникающие в случае перерыва в седиментации.

С ранней стадией диагенеза (преобразование осадка и образова­ ние породы) связаны диагенетические текстуры первого и второго рода. Текстуры первого рода возникли при преобразовании осадка в породу до захоронения его под слоем другого осадка. Текстуры второго рода возникли после отложения осадка другого типа.

С поздней стадией диагенеза связаны текстуры, возникающие при завершении процесса преобразования осадка в породу — раз­ личные конкреции, септарий, глиптоморфозы и т. д. Нарушение слоистости при росте конкреций связано со стадией литогенеза.

К стадии позднего сингенеза и стадии литогенеза приурочены следы жизни в осадке — различного рода ходы илоедов; сюда же относится большинство фуккоидов. К стадиям сингенеза и диагенеза относятся также текстуры, связанные с подводно-оползневыми деформациями.

К стадии эпигенеза Н. Б. Вассоевич относит текстуры, возника­ ющие в породах в результате их изменения при повышенных давле­ нии (более 500 am) и температуре (до 250—300° С). Примерами по­ добных текстур являются сланцеватость, кливаж, фунтиковая тек­ стура (конус в конус), стилолиты в известняках и др. G кливажем, сланцеватостью и стилолитами часто связаны трещины в породах, которые приводят к увеличению проницаемости.

К стадии метаморфизма (изменение структуры и текстуры, пере­ кристаллизация и т. д.) относят плойчатость, будинаж, очковую текстуру.

Свойства пород зависят не только от их минерального состава, но и от строения, которое предопределяется формой и расположе­ нием слагающих породу составных частей. Структурные и текстурные особенности пород влияют на их емкостные и фильтрационные свой­ ства (Теодорович, 1958; Х а н и н, 1965).

Исследование пород в плоскопараллельных шлифах под микро­ скопом позволяет различать все структурные и текстурные особен­ ности пород: размеры зерен, степень их окатанности, форму, сор­ тировку и взаиморасположение обломочного материала, минерало­ гический состав, количественные соотношения породообразующих минералов — признаки, указывающие на характер среды осадконакопления и условия среды переноса. Изучение в шлифах минера­ логического состава цемента и диагенетических минералов позволяет судить о физико-химических условиях превращения осадка в по­ роду.

Коллекторские свойства пород в известной степени определяются составом и структурой цементирующих веществ, но главным образом они зависят от характера, взаиморасположения и количествен­ ного соотношения цемента и обломочных зерен, т. е. от текстурных элементов породы.

Минеральные вещества, заполняющие в породе промежутки между крупными зернами и обломками и связывающие последние между собой, называются цементом.

По вещественному составу цементы разделяются на два основных типа: мономинеральный и полиминеральный. Чаще всего в песчаноалевритовых породах встречается полиминеральный цемент. Состав его очень разнообразен (Швецов, 1948).

Наиболее широко распространены различные глинистые це­ менты, главная масса которых в виде тонкой терригенной мути отла­ гается одновременно с более крупными частицами породы.

Меньше распространены цементы хемогенного происхождения.

Часто они присутствуют в породе наряду с глинистым материалом, цементируют породу самостоятельно. Среди хемогенных цементов преобладающую роль играют карбонаты, сульфаты, окислы и гидро­ окислы различных элементов, накапливающиеся путем осаждения из растворов.

Современный характер минералогического состава, структуры и расположения цементирующих веществ в породе в значительной мере определен направлением и интенсивностью тех процессов преобразования, которые претерпела эта порода на разных стадиях своего формирования. Известное исключение в этом смысле предста­ вляет глинистый материал. Его состав и структура могут сильно изменяться относительно первоначального облика, но сколько-нибудь существенного перераспределения материала в целом внутри порового пространства пород обычно не наблюдается.

Влияние цемента на коллекторские свойства пород определяется главным образом сорбционными свойствами минералов цемента и степенью гидрофильности или гидрофобности последних.

Структуры глинистого и хемогенного цементов обладают своими специфическими особенностями и потому должны быть охарактеризо­ ваны раздельно.

Применительно к глинистым цементам различают прежде всего такие структуры, как пелитовая и алевропелитовая. Пелитовая струк­ тура отвечает глинам с размером частиц меньше 0,01 мм, а алевропе­ литовая указывает на присутствие в них примеси тонкого алеври­ тового материала. Так же, как и среди хемогенных цементов, вы­ деляют многочисленные структуры, обусловленные степенью раскристаллизованности вещества или характером ориентировки от­ дельных его составляющих относительно обломочного материала породы. В числе структур первого типа наиболее распространены микроагрегатная, отвечающая слабо раскристаллизованному гли­ нистому веществу, и чешуйчатая, при которой отдельные чешуйки, слагающие глинистый агрегат, хорошо различимы под микроскопом.

Среди структур второго типа можно назвать такие, как пленочная (или облекания), характеризующаяся прилеганием чешуек глины к обломочным зернам базисными плоскостями, радиально-крустификационная, при которой чешуйки глинистых минералов ориен­ тированы перпендикулярно поверхности обломочного материала, Хемогенные цементы могут быть аморфными и зернистыми, при­ чем крупность зерен может меняться в широких пределах, в соответ­ ствии с чем различаются разнозернистый, тонкозернистый, среднезернистый и другие типы цементов. По характеру ориентировки зерен цемента по отношению друг к другу и относительно цементиру­ емых обломочных зерен выделяются в основном следующие структуры:

беспорядочно-зернистая — зерна цемента располагаются беспо­ рядочно относительно друг друга и относительно обломочных зерен;

крустификационная (или структура обрастания) — зерна цемента облицовывают обломочные зерна или стенки пор, но даже при одно­ родном составе с обломочными зернами имеют с ними различную оптическую ориентировку; регенерационная (или структура разра­ стания) — обломочные зерна обрастают новообразованными каем­ ками, имеющими ту же оптическую ориентировку, что и обломоч­ ные зерна (возможна только при однородном составе обломочных зерен и цемента); пойкилитовая (или структура прорастания) — цемент кристаллизуется на значительных участках с одной опти­ ческой ориентировкой как один кристалл, в который включены обломочные зерна. Нередко в породах отмечается смешанный тип цементации с развитием различных цементов.

Структура цементов также в известной мере определяет кол­ лекторские свойства пород. Т а к, состояние вещества (аморфное или кристаллическое) и крупность его составляющих влияют на сорбционные свойства породы; ориентировка угловатых зерен цемента при неплотной их упаковке в той или иной степени действует на фильтрационные свойства породы, а также на величину остаточной водонасыщенности и т. д.

Особенно большое значение при оценке пород-коллекторов с точки зрения их емкостных и фильтрационных свойств, а также величины их остаточной водонасыщенности имеет текстура цементов, т. е.

взаиморасположение и количественное соотношение цементирующего и обломочного материалов в породах.

По этому признаку различают следующие основные типы це­ ментов (M. С. Швецов): контактовый (или цемент соприкосновения) — цементирующее вещество развивается только в местах контакта обломочных зерен; сгустковый (или пятнистый цемент) — материал цемента неравномерно распределен в породе в виде отдельных ло­ кальных участков; пленочный — цемент присутствует в виде тонких, обволакивающих обломочные зерна слоев; поровый — вещество цемента развивается в промежутках между соприкасающимися обломочными зернами породы и базальный — зерна погружены в цементирующую массу и не соприкасаются между собой.

Обычно в породах отмечаются комбинации д в у х или более наз­ ванных типов цементации с преобладанием одного из них. Послойное изменение типов цементации часто приводит к анизотропности породы в отношении проницаемости.

Наиболее благоприятным для коллекторских свойств пород при прочих равных условиях является контактовый тип цемента­ ции, ибо в этом случае максимально возможное сечение поровых каналов остается свободным для фильтрации, пониженные значения имеет остаточная водонасыщенность и в наименьшей степени про­ являются сорбционные и гидрофильные свойства цементирующего материала. Наименее благоприятны с этих точек зрения поровый и базальный типы цементации.

Детальное изучение состава структурных и текстурных особен­ ностей цементов пород является необходимым этапом в изучении пород-коллекторов, так к а к без этих данных нельзя правильно оценить их коллекторские свойства.

Залежи нефти и газа и продуктивные пласты Породы-коллекторы, содержащие нефть и г а з, в большинстве разрезов нефтегазоносных областей не образуют непрерывной пачки и чередуются с пластами других пород, не содержащих указанных полезных ископаемых. Такого рода комплексы называют нефтегазо­ носными свитами.

Породы-коллекторы являются частью нефтегазоносной свиты, выраженной в определенной литофации. В фациальных группах по условиям образования наиболее широко представлены среди нефтеносных свит нормальные морские осадочные образования, угленосная фация и фация пестроцветных отложений. В меньшей степени распространена флишевая фация, встречающаяся исключи­ тельно в геосинклиналях (включая предгорные прогибы).

В большинстве нефтеносных и газоносных областей поиски новых месторождений обычно связывают с поисками геологических структур, благоприятных для скоплений нефти и газа. На связь тектоники с полезными ископаемыми указывают в своих работах многие исследователи.

Д л я образования нефтяной и газовой залежей необходимо при­ сутствие в толщах, формирующих геологические структуры, пористых тел, способных собирать (аккумулировать) первоначально рассеян­ ные и мигрирующие в земной коре углеводороды (Губкин, 1932).

Пластовый природный резервуар представляет собой коллек­ тор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами (Еременко, 1961).

Вопрос о нефте­ и газоупорах, препятствующих вертикальной миграции нефти и г а з а, имеет важное значение как для решения проблемы формирования залежей, так и для их поисков. Породами­ покрышками чаще всего являются глины и каменная соль.

Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих их минеральных частиц, и способностью к ионному обмену. Свойства глины определяются количеством, дисперсностью, минералогическим и химическим составом содержа­ щихся в ней глинистых фракций.

Д л я глинистых отложений, обладающих свойством поглощения воды и крайне низкой водопроницаемостью, изменения при диаге­ незе осадка сводятся главным образом к уплотнению и постоянной потере воды. По изменению пористости глин можно судить о стадии литогенеза, которой они достигли, и о мощности покрывающих их отложений (Вассоевич, 1960). Глинистые минералы, слагающие глинистые породы, представляют собой частицы, состоящие из кристаллических ячеек, или пакетов, построенных из попеременно чередующихся слоев A l ( O H ) и групп S i O.

Д л я каолинита межплоскостные расстояния у пакетов вдоль оси с равны 2,76, а для монтмориллонита — от 9,5 до 20. «Жест­ кость» и постоянство межпакетных расстояний у каолинита обусло­ вливают ограниченное его взаимодействие с водой и, наоборот, у монтмориллонита раздвижение пакетов по оси с способствует энергичному связыванию значительного количества воды.

Экранирующие свойства пород­покрышек во многих случаях зависят от наличия в глинах монтмориллонита и содержания песчано­ алевритовой примеси. Ряд исследователей приводят данные о за­ висимости запасов нефти от количества разбухающих глин (глини­ стые минералы) в разрезе. С увеличением содержания набухающего материала наблюдается наличие залежей с большими запасами (при прочих равных условиях).

Породы­покрышки характеризуются по распространению, мощ­ ности, однородности сложения, отсутствию нарушений сплошности, составу глинистых минералов, плотности, проницаемости и способ­ ности противостоять прорыву газа и нефти через систему поровых каналов глин, насыщенных водой.

По степени распространения по площади различаются региональ­ ные и локальные покрышки. Обычно локальные покрышки в отличие от региональных характеризуются значительно меньшей мощностью.

В ряде нефтегазоносных областей распределение основных зале­ жей нефти и газа контролируется регионально выдержанными по­ крышками. Обычно исчезновение нижней регионально выдержан­ ной покрышки или уменьшение ее мощности, появление в ней лито­ логических окон, трещиноватости и др. приводит к большему диапа­ зону распределения залежей нефти и газа по разрезу в связи с уси­ лением процессов вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов из нижних горизонтов в верхние.

Формы залегания коллекторских толщ тесно связаны с формами залежей нефти и газа и в то же время имеют свои особенности. Г е ­ нетически форма залежи обусловливается ловушкой. Ловушка — это часть природного резервуара, в которой может установиться равновесие нефти, газа и воды (Брод, 1951). В результате определен­ ных условий формирования и сохранения залежи в ней уста­ навливается то или иное соотношение между нефтью, газом и водой.

Под действием силы всплывания нефть и газ мигрируют вверх по резервуару. Двигаясь по пористому пласту вдоль наклонной кровли резервуара, сложенной труднопроницаемыми (практически непроницаемыми) породами, нефть и газ в случае появления на пути своего движения препятствия образуют скопления, называемые залежами. А. И. Леворсен (1958) предлагает все ловушки подразде­ лять на три основные типа: 1) структурные ловушки; 2) стратигра­ фические ловушки; 3) комбинации обоих типов.

Основными параметрами залежи являются высота и площадь.

Эти величины предопределяются внешним и внутренним контурами нефтеносности (газоносности), длиной и шириной залежи, эффектив­ ной мощностью пласта. Поверхность, разграничивающая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверх­ ностью водонефтяного (газонефтяного или газоводяного) раздела.

Линия пересечения поверхности водонефтяного (газоводяного) кон­ такта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности) или контуром нефтеносности (газоносности). Линия пересечения поверхности водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности) или контуром водоносности (газоносности).

Если давление в нефтяной залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, в пласте может присутствовать газовая шапка. Если под скоплением газа залегает нефть, то в этом случае выделяются поверхность газонефтяного контакта, внешний и внутренний контуры газовой шапки.

Поверхности контактов в ряде случаев не имеют вид горизонталь­ ных плоскостей, чему способствует в одних случаях неоднородное строение коллектора (различия в проявлении капиллярных явлений) и в других — движение вод, отклоняющих поверхности разделов в сторону направления фильтрационного потока (Савченко, 1952;

1957). Перечисленные два фактора могут проявлять себя одновре­ менно. Наклон газоводяного и водонефтяного контактов, связанный с перепадом пластового давления воды, можно рассчитать по форму­ лам В. П. Савченко (1957).

Одним из основных параметров залежи являются ее запасы.

Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами нефти и газа подразумевают их количество, содержащееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Количество нефти и г а з а, приведенное к атмосферным условиям, которое может быть извлечено из залежи благодаря применению современных методов технологии добычи, называется извлекаемыми запасами. Извлека­ емые запасы нефти составляют примерно около 5 0 % от геологических запасов. В каждом отдельном случае экспериментально определяется коэффициент нефтеотдачи. Для чисто газовых залежей процент извлечения запасов условно установлен равным 0,90 (Жданов и др., 1967).

Д л я подсчета запасов нефти применяют методы: 1) объемный, 2) статистический и 3) материального баланса.

Д л я подсчета запасов газа используют методы: 1) объемный, 2) по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах и 3) по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.

Запасы нефти, газов и содержащихся в них сопутствующих компо­ нентов разделяются на две группы: забалансовые и балансовые. Первые удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим усло­ виям эксплуатации, вторые нерентабельны в настоящее время для эксплуатации (низкое качество нефти и г а з а, малая производитель­ ность скважин, сложность эксплуатации и др.).

В числе балансовых запасов нефти и конденсата выделяются и учи­ тываются запасы извлекаемые. Коэффициент извлечения пластовых флюидов обосновывается соответствующими технико-экономическими расчетами.

Запасы месторождений нефти и газа по степени их изученности подразделяются на четыре категории: А, В, C и C. Запасы по кате­ гории А являются наиболее детально разведанными, подсчитанными на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и г а з а ; геолого-физические параметры пласта и состав флюидов также детально изучены. Запасы по категории В еще требуют детализации. Они подсчитаны по промышленным притокам нефти и г а з а, полученным не менее чем в двух скважинах, вскрыв­ ших продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках, а также по данным каротажа скважин; геолого-физические и другие параметры в целом по месторождению изучены приближенно.

Запасы по категориям C и C выявляются приблизительно по данным геологопоисковых или геофизических работ при получении промышленного притока нефти или г а з а, хотя бы по одной скважине (категория C ), по аналогии с соседними разведанными месторожде­ ниями; запасы по категории C устанавливают для новых структур, в пределах нефтегазоносных провинций по пластам, продуктивность которых установлена на других месторождениях. Кроме того, за­ пасы по категории C устанавливают для неразведанных тектони­ ческих блоков и пластов, продуктивность которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических дан­ ных.

Методы подсчета запасов нефти и газа изложены в работе М. А. Жданова, В. Р. Лисунова, Ф. А. Гришина (1967) и др.

В последние годы уделяется значительное внимание изучению геологической неоднородности продуктивных пластов в связи с вы­ бором рациональной системы разработки залежей нефти и газа (Дмитриев, Мелик-Пашаев, 1963; Ковалев, Вашуркин, 1966 и др.).

Многие продуктивные пласты крупных месторождений нефти, сло­ женные терригенными породами, оказались литологически неодно­ родными (замещение песчаников алевролитами и глинами, выклини­ вание) и различными по своим коллекторским показателям. Эти различия, по-видимому, благоприятно влияли на формирование залежей (микроэкраны в теле продуктивного пласта), но при разра­ ботке они являются отрицательным фактором.

Познание геологической неоднородности пластов — это прежде всего выяснение условий осадкообразования и процессов литогенеза.

Детальное изучение разрезов отложений комплексом методов, приме­ нение математической статистики для обработки ряда величин, характеризующих пласт, и моделирование условий залегания различ­ ных по составу пород позволяют в определенной мере выяснить закономерности в развитии пород и изменении их емкостных и филь­ трационных показателей на площади месторождения.

И З У Ч Е Н И Е ДИСПЕРСНОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

При изучении дисперсных пород как коллекторов нефти и газа необходимо достаточно подробно характеризовать их не только по минералогическому составу, но и по степени дисперсности.

При характеристике пород по минералогическому составу вы­ деляют первичные и вторичные минералы. Минералы осадочных пород подразделяются на две основные группы — аутигенные (обра­ зовавшиеся на месте возникновения исходного осадка или в сформи­ рованной породе) и аллотигенные (принесенные извне). Наравне с изучением аллотигенных компонентов осадочных пород, в том числе и аллотигенных минералов, представляет интерес исследование аутигенных минералов. Они в значительной мере отражают физикохимические условия осадконакопления, диагенеза осадка, процессов формирования породы (Теодорович, 1958), а также являются показа­ телем времени поступления нефти в песчаные коллекторы (Чепиков и д р., 1959). Особенно важно влияние этих минералов на изменение коллекторских свойств пород (выстилание или выполнение пор, каверн и трещин, явления регенерации и замещения других минера­ лов и д р. ). Процессы образования вторичных минералов очень часто ухудшают коллекторские свойства пород.

Аллотигенные минералы по сравнению с аутигенными менее чувствительны к изменениям физико-химических условий среды вследствие значительно большей устойчивости основной массы обломочных частиц, представленных кварцем, обломками кремнистых и д р у г и х пород. Наиболее стойкие обломочные минералы обычно разрушаются в процессе транспортировки и осадконакопления (Те­ одорович, 1958).

Минералогическому исследованию подвергаются фракции 0, 2 5 — 0,1 и 0, 1 — 0, 0 1 мм раздельно или совместно.

За последние 15 лет опубликованы крупные сводные работы по петрографии и минералогии нефтегазоносных отложений (Теодо­ рович, 1946, 1950, 1958; Алиев и Даидбекова, 1958; Саркисян и Теодорович, 1955; Авдусин, Цветкова и Кондратьева, 1955; Преобра­ женский и Саркисян, 1954 и др.). Вещественный состав основных нефтеносных отложений США приведен в работе А. И. Леворсена (1958).

При характеристике минералогического состава пород применяют обычно методы исследований, принятые в петрографии и минералогии (просмотр шлифов под микроскопом; определение оптических кон­ стант отдельных зерен минералов в иммерсионных жидкостях под микроскопом; электронномикроскопические исследования минера­ логического состава коллоидных и глинистых частиц, находящихся в состоянии суспензии; окрашивание минералов различными кра­ сителями; рентгенографический анализ; термический анализ, осно­ ванный на исследовании кривых нагревания и обезвоживания).

Для выяснения свойств песчано-алевритовых пород как коллек­ торов нефти и газа важно определить их гранулометрический состав.

Косвенные сведения о минеральном составе гранулометрических элементов, слагающих породу, могут быть получены при определе­ нии ее удельного веса (минералогической плотности).

Для определения гранулометрического состава и физических свойств керн породы необходимо освободить от насыщающих жидко­ стей (нефть, вода). Образцы испытуемой горной породы помещаются в экстрактор аппарата Сокслета и обрабатываются теми или иными растворителями (четыреххлористым углеродом, бензолом, толуолом, спирто-бензольной смесью, хлороформом и др.).

Для подробной характеристики песчано-алевритовых и глинистых пород и выяснения сочетания в них гранулометрических элементов применяют различные методы гранулометрического анализа, осно­ ванные на полном разделении частиц по фракциям и на учете частиц без разделения по фракциям путем изучения структур породы в шли­ фе при помощи микроскопа. Последний из перечисленных методов особенно применим для плотных пород, слагающие зерна которых не могут быть подвергнуты дезинтеграции.

При полном разделении частиц по фракциям применяют для песков метод ситового анализа и для более мелкозернистых пород — гидравлические методы, основанные на различии в скорости осажде­ ния частиц неодинакового размера.

Определение структурного типа породы сводится к выяснению размера и формы слагающих ее зерен. Изучение размера зерен (фракций) не всегда возможно провести известными гидравлическими методами гранулометрического анализа, рассчитанными на разделе­ ние частиц. В случае исследования плотных пород, не поддающихся дезинтеграции, применяют методику гранулометрического анализа в шлифах, предложенную В. П. Батуриным (1942).

Д л я проведения гранулометрического анализа в шлифах задаются числом размерных фракций и их интервалами. В. П. Батурин пред­ ложил более дробную шкалу отдельных интервалов, чем при десятич­ ной классификации (0,01; 0, 0 5 ; 0, 1 ; 0, 2 5 ; 0,5 мм и т. д. ) :

При массовой работе со шлифами пользуются менее дробной шкалой отдельных интервалов:

Подсчет зерен производится в плоскопараллельном шлифе, изготовленном из сцементированной песчано-алевритовой породы параллельно ее слоистости. Предварительно на шлифе со стороны покровного стекла проводят карандашом ряд параллельных линий, вдоль которых ведут подсчет размеров отдельных зерен. При под­ счете зерен в зависимости от структуры породы пользуются объекти­ вами № 3 или № 5 и линейным окуляр-микрометром. Цена деления окуляр-микрометра для каждого объекта определяется заранее.

Передвигая шлиф вдоль карандашных линий, последовательно измеряют все зерна, попавшие на эти линии. Измерение зерен производят по наименьшему диаметру. Для облегчения подсчета величины интервалов отдельных фракций должны быть заранее выражены в делениях сетки окуляр-микрометра. Подсчитав не­ сколько сот зерен, вычисляют процент содержания зерен каждой фракции от общего числа измеренных зерен.

Гранулометрический состав породы, полученный на основании подсчета зерен в шлифах, отличается повышенным содержанием мелких фракций за счет случайного пересечения плоскостью шлифа большинства зерен пород. Случайные срезы в породе, содержащей однородные по величине сферические зерна, как показали экспери­ ментальные исследования В. П. Батурина (1947), дают лишь для 5 0 % зерен их истинные величины, а в остальных случаях получаются сечения сильно заниженных диаметров. В силу этого результаты подсчета зернистости носят приближенный характер.

Определяя в шлифах процентное соотношение обломочных зерен и глинистого материала, образующего цемент, вводят в гранулометрический состав глинистую фракцию, для чего процентное содержа­ ние отдельных размерных фракций пересчитывают на всю породу.

Изучение структуры пород в шлифе часто ограничивается уста­ новлением размера преобладающих зерен, выяснением среднего диаметра зерен (медиана) и степени сортировки материала.

Гранулометрический состав рыхлых пород (пески, рыхлые песча­ ники, распадающиеся на составляющие зерна при небольшом давлении) изучают ситовым анализом. Сита бывают трех видов:

шелковые, проволочные и штампованные. Шелковые сита для разде­ ления частиц 0,1—0,05 мм и частиц менее 0,05 мм в настоящее время встречаются редко. Проволочные сита имеют квадратные отверстия.

Квадраты ячеек у подобных сит часто имеют не строго правильную форму и размер, из-за чего они могут пропускать частицы крупнее, чем сторона квадрата ячейки. Штампованные сита имеют круглые отверстия. В СССР обычно применяют штампованные сита с отвер­ стиями 10; 7; 5; 3 ; 2; 1; 0,5 и 0,25 мм. Немецкие и американские штам­ пованные сита имеют отверстия до 0,006 и 0,0431 мм. Обычно не­ мецкие и американские сита имеют номера, которым соответствует определенное количество отверстий на квадратный сантиметр.

В почвоведении и инженерно-геологической практике для г р а ­ нулометрического анализа используются сита с отверстиями 1,0;

0, 5 ; 0,25 и 0,10 мм; встречаются сита, которые позволяют производить разделение частиц до 0,04 мм; более мелкие частицы разделяются при помощи гидравлических методов.

Крупные сита делают из тонких металлических пластин с к р у г ­ лыми отверстиями равного диаметра; более мелкие сита изготовляют из специальной сетки.

При производстве анализа ряд металлических сит с округлыми отверстиями разного диаметра вставляются одно в другое в виде ко­ лонки так, чтобы верхнее сито было с наиболее крупными отверсти­ ями, а нижнее с наименее мелкими отверстиями. В нижней части сит в поддоне в результате встряхивания колонки собирается наи­ более мелкая фракция частиц, проходящая через все сита.

Ряд методов гранулометрического анализа терригенных пород основана на отмучивании частиц в стоячей воде (методы Фадеева — Вильямса, Сабанина, Осборна, Аттерберга, АзНИИ), на отмучивании частиц в текучей воде (методы Конецкого, Шене, Гильгарда), н а непрерывном определении: а) путем взятия проб на определенной глубине или путем непосредственного взвешивания осадков на дне сосуда (методы Глушкова, Нефедова, Робинзона, Краусса, Свен Одена — Шлезинга); б) путем измерения плотности суспензии или гидростатического давления ее (методы Вигнера, Цункера, Б о й юкоса, Протолонго) и разделения током воздуха (метод Кашмена).

Результаты гранулометрического анализа пород, в особенности глинистых, в значительной степени зависят от способа подготовки образцов к анализу. Глинистые частицы состоят из агрегатов, кото­ рые перед проведением гранулометрического анализа необходимо разрушить. Все виды растирания породы являются несовершенными способами ее диспергации и во многом зависят от индивидуальных качеств аналитика. Взбалтывание навески, погруженной в воду, и кипячение ее повышают дисперсность анализируемой пробы.

Кипячение не всегда помогает диспергировать породу. Часто наряду с диспергацией породы при кипячении наблюдается коагуляция ча­ стиц, которая приводит к неправильным результатам.

В случае присутствия в глинах значительного количества водорас­ творимых солей их необходимо предварительно удалять, так как они вызывают коагуляцию суспензий, приготовленных для грануломе­ трического анализа.

Одним из методов предотвращения коагуляции суспензии я в ­ ляется уменьшение ее концентрации путем добавления соответ­ ствующего количества дистиллированной воды. Для лучшей ста­ билизации суспензии в нее еще до кипячения добавляют 25%-ный раствор аммиака из расчета 1—4 см на 1 л суспензии.

Существующие способы подготовки образца к анализу можно разделить на две группы: 1) механические (растирание под водой резиновым пестиком, пальцем; взбалтывание породы с водой; ки­ пячение породы) и 2) химические (обработка кислотами, щелочами или совместно). В зависимости от метода подготовки результаты анализа одной и той же породы могут получиться различные.

При дисперсионном анализе Н. А. Качинский (1948) рекомендует применять следующую методику. Из породы удаляются карбонаты действием на нее 0,2-н HCl до прекращения выделения пузырьков углекислого газа.

После разрушения карбонатов анализируемая навеска перено­ сится на фильтр и промывается 0,05-н HCl до исчезновения реакции на Ca. Д л я этого небольшое количество фильтрата в пробирке нейтра­ лизуют 10%-ным аммиаком, добавляя последний до появления за­ п а х а. Затем подкисляют раствор несколькими каплями 10%-ной уксусной кислоты, добавляют насыщенный раствор щавелево-кислого аммония и подогревают содержимое пробирки до кипения. При наличии кальция образуется муть и выпадает осадок, состоящий из C a C O. После исчезновения реакции на Ca навеска на фильтре промывается дистиллированной водой до исчезновения реакции на х л о р, что проверяется действием на фильтрат 5%-ной AgNO в среде, подкисленной 10%-ной H N O. После удаления из фильтрата хлора навеска подвергается гранулометрическому анализу.

С. С. Морозов (1951) рекомендует проводить гранулометрический анализ карбонатных пород без химической их обработки с помощью простого насыщения N a по специально разработанной методике.

П. П. Авдусин (1953) советует обрабатывать испытуемый обра­ зец 3 % - н о й HCl, а затем аммиаком. Д л я разрушения небольших комочков, остающихся после размачивания, он рекомендует осто­ рожное их растирание.

М. Ф. Викулова предлагает применять для подготовки глин к гранулометрическому анализу следующую методику. Пластичные незасоленные и некарбонатные глины перед анализом только разма­ чиваются. Небольшое количество содержащихся в них электролитов удаляется путем сливания воды, находящейся над размокшей гли­ ной. Карбонатные глины обрабатываются 2 — 3 % -ной HCl на холоде до прекращения выделения пузырьков газа от свежей порции кис­ лоты. Глины отмывают на фильтре горячей водой до отрицательной реакции на Сl с последующей добавкой N H O H для пептизации суспензии.

Для удаления из породы доломита, сидерита и окисных соедине­ ний железа требуется применение более концентрированной соляной кислоты и кипячение в ней породы. Однако это приводит к разруше­ нию глинистых минералов.

Н. М. Страхов (1957) считает, что карбонатный материал глин, особенно кальцитовый, всегда в большей или меньшей степени пере­ кристаллизован в ходе диагенеза и эпигенеза и, следовательно, по гранулометрическому составу отличается от карбонатного компо­ нента исходного осадка. В связи с этим и современный «истинный»

гранулометрический состав породы уже не тождествен гранулометри­ ческому составу исходного осадка. Стремиться точно передать современный гранулометрический состав глин и песков пород, сохра­ няя при этом карбонатные компоненты в неприкосновенности, сле­ дует при изучении коллекторских свойств пород. При обычном же литологическом изучении с целью выяснения генезиса карбонат­ ные частицы, как заведомо изменившие свои размеры в результате позднейшей перекристаллизации, должны быть удалены из породы (растворением в 2—3%-ной HCl).

Для гранулометрического анализа песчано-алеврито-глинистых пород, содержащих частицы менее 0,25 мм, применяются гидравли­ ческие методы, основанные на зависимости между размером зерен и скоростью осаждения их в воде.

Наиболее распространены в практике методы Сабанина, АзНИИ и Робинзона, или пипеточный. Они основаны на том, что после опре­ деленного промежутка времени в верхнем столбе суспензии не остается частиц крупнее заданного размера. При работе по методам Сабанина, АзНИИ и Робинзона достигается полное разделение частиц различ­ ного размера, что позволяет получить определенные размерные фракции.

В основе расчетов, производимых при гидравлических способах анализа, лежит формула Стокса:

удельный вес воды в Г/см ; g — ускорение силы тяжести в м/сек ;

— вязкость воды в спз.

Для производства ориентировочных расчетов формула Стокса может быть упрощена, если принять, что 2 = 1 (для воды), = = 0,0114 (для воды при 15° С), = 2, 6 5. Тогда формула Стокса примет вид:

в жидкости в см/сек Формула Стокса теоретически применима к частицам размером от 0,01 до 0,002 мм.

Практически верхним пределом применимости формулы Стокса на основании ряда исследований (Аллена, Арнольда и др.) считают частицы 0,1 мм, а нижним пределом частицы 0,001 мм и даже менее.

Согласно данным Перрона, формула Стокса оказалась применима для частиц диаметром 0,00045—0,00014 мм (Сергеев, 1946).

По Е. М. Сергееву, частицы меньше нижнего предела испытывают на себе значительное влияние броуновского движения; падение их затруднено также присутствием на поверхности значительного коли­ чества (относительно к их массе) адсорбированной воды. Формула Стокса выведена для частиц сферической формы. Практически частицы породы не удовлетворяют этому требованию. Поэтому Свен Оден ввел понятие об эквивалентном радиусе, равном радиусу шара, осаждающегося с такой же скоростью, как и данная частица.

На скорости осаждения сказывается также удельный вес зерен.

Обычно при расчетах скорости осаждения частиц исходят из того, что они сложены кварцем (удельный вес 2,65). Однако разнообразие и непостоянство удельного веса частиц, слагающих породу (глауко­ нит — от 2,2 до 2, 8 ; монтмориллонит — от 1,7 до 2,6; иллит — от 2, до 2,7 и т. д. ), снижают точность гидравлических методов.

К а к показывает формула Стокса, скорость осаждения частиц в значительной мере зависит от вязкости воды, определяемой в пер­ вую очередь ее температурой. При повышении температуры воды с 5 до 30° С скорость осаждения возрастает почти в 2 раза. Кроме того, вязкость воды зависит от количества взвешенных частиц.

М е т о д С а б а н и н а используется для анализа алевритовых пород, имеющих небольшое содержание (не свыше 1 0 % ) частиц диа­ метром менее 0,01 мм. Он позволяет выделить следующие фракции Методом Сабанина можно выделять и частицы меньше 0,001 мм, однако для этого требуется много времени из­за медленного оседа­ ния глинистых частиц. По исследованиям М. М. Филатова, коли­ чество глинистых частиц, полученных методом Сабанина, всегда бывает завышено, так как при сливании сифон обычно засасывает вместе с глинистыми частицами более крупные. Этот недостаток в методике Сабанина сказывается не только при отделении частиц меньше 0,001 мм, но и при отделении более крупных частиц — меньше 0,01 мм.

М е т о д Р о б и н з о н а (пипеточный метод) основан на отборе пипеткой пробы, в которой и определяют содержание частиц иско­ мого размера. Этим методом с достаточной точностью определяется содержание в породе фракций диаметром 0, 2 5 — 0, 0 5 ; 0, 0 5 — 0, 0 1 ;

0, 0 1 — 0, 0 0 5 ; 0,005—0,001 мм и меньше. При наличии в породе более крупных фракций этот метод должен применяться в комбинации с ситовым методом. Пипеточный метод может применяться и в комби­ нации с методом Сабанина. При этом пипеточным методом производят определение содержания фракций диаметром только менее 0,01 мм.

С. Г. Саркисяном (1954). Отмучивание частиц проводят в банках, сливание части суспензии осуществляют с помощью резинового шланга.

При использовании метода АзНИИ наблюдается переотмучивание тонких частиц за счет засасывания резиновым шлангом при слива­ нии вместе с глинистыми частицами частиц более крупных, что приводит к завышению содержания глинистой (пелитовой) фракции.

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты. Нефтегазосодержащие породы могут целиком состоять из карбонатов (известняки, доломиты) или содержать их в различных количествах в виде цементирующего материала (песча­ ники, алевролиты). Определение карбонатов в породах-коллекторах имеет важное значение для выяснения их коллекторских свойств, а также возможности применения кислотной обработки забоя с к в а ­ жин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта и получения больших дебитов нефти и г а з а.

Наиболее простое и быстрое определение карбонатности дает метод Кларка. Принцип анализа основан на измерении объема C O, выделяющейся при разложении крепкой HCl исследуемого образца.

Общее количество карбонатов относят обычно к CaCO3, так к а к углекислый кальций наиболее распространен в породах.

Изображение и интерпретация гранулометрического состава Результаты гранулометрического анализа сводят в таблицы, а также изображают графически в виде циклограмм и гистограмм, кумулятивных или интегральных кривых в прямоугольных и тре­ угольных координатах.

Циклограмма представляет собой к р у г, площадь которого при­ нимается равной 1 0 0 %. Он разбивается на секторы, площади кото­ рых пропорциональны содержанию фракций. Каждому проценту содержания соответствует угол 3,6°. Площади секторов покрываются условной штриховкой, соответствующей определенным гранулометри­ ческим фракциям.

Гистограммы представляют собой столбчатые диаграммы, кото­ рые строят или на произвольно выбранных равных отрезках (при­ ближенный способ изображения), или на отрезках, представляющих собой логарифмы конечных размеров фракций. Высоты прямоуголь­ ников соответствуют процентному содержанию тех или иных фрак­ ций.

Кумулятивные (интегральные) кривые, или кривые однородности, изображают сумму фракций меньше определенного диаметра, откла­ дываемого по оси абсцисс. По оси абсцисс располагается шкала раз­ меров зерен или их логарифмов; по оси ординат откладывается про­ центное содержание фракций. Разность между любыми двумя орди­ натами интегральной кривой показывает содержание частиц, диа­ метры которых находятся на участке, заключенном между соответ­ Рис. 2. К у м у л я т и в н а я (интегральная) кри­ Q — первый квартиль; Q3 — третий квартиль;

фракций применяют треугольные диаграммы. Каждой вершине равно­ стороннего треугольника соответствует 100%-ное содержание одной из фракций. Сумма расстояний любой точки, находящейся внутри разностороннего треугольника, от трех его сторон есть величина постоянная и равная высоте треугольника, поэтому три грануло­ метрические фракции породы всегда составляют 1 0 0 %. Положение точки в треугольнике характеризует гранулометрический состав;

расстояния точки от сторон треугольника характеризуют отдельные фракции породы.

Гранулометрические коэффициенты — средний размер зерен, ко­ эффициент сортировки и коэффициент асимметрии — отражают основ­ ные особенности распределения зерен в изучаемом образце. Средним, или медианным, диаметром Md по Т р а с к у называется такой размер, меньше и больше которого содержится по 5 0 % частиц. Средний диа­ метр определяется по нарастающей кривой и представляет собой абсциссу точки пересечения кривой с ординатой 5 0 % (рис. 2).

Коэффициент сортировки (неоднородности) при гидрогеологиче­ ских исследованиях представляет собой по А. Хазену отношение размера зерен, составляющих 6 0 % породы, к размеру зерен, соста­ вляющих 1 0 %. Эти величины находятся на нарастающей кривой и представляют собой абсциссы точек пересечения этой кривой, с ординатами, соответственно равными 10 и 6 0 %. Чем больше коэф­ фициент неоднородности, тем более разнородной по гранулометри­ ческому составу является порода.

В литологии коэффициент сортировки S определяется к а к отно­ шение диаметров, соответствующих 75- и 25%-ному содержанию частиц, которые находятся по нарастающей кривой (рис. 2 ). При построении нарастающей кривой используются логарифмы, поэтому определяемые по ней величины квартилей (гранулометрические коэффициенты) выражены в логарифмах, по которым находят к в а р ­ тальные размеры зерен в миллиметрах (Ханин, 1965).

При шкале, увеличивающейся слева направо (рис. 2 ), а при шкале, убывающей слева направо, Величина коэффициента сортировки в той или иной степени зави­ сит от условий отложения осадка. По данным Л. Б. Р у х и н а (1937), прибрежные пески в связи с неоднократным взмучиванием и удале­ нием частиц неоднородного размера характеризуются лучшей сорти­ ровкой по сравнению с речными песками, обладающими таким же средним размером зерен. Коэффициент асимметрии указывает, в какую сторону (больших или меньших размеров) сдвинута мода (диаметр наиболее распространенных частиц) относительно вычисленного медианного диаметра. Коэффициент асимметрии характеризует симметричность распределения зерен относительно среднего размера.

По Траску, коэффициент асимметрии где Q1 — первый квартиль (абсцисса точки пересечения кумулятив­ ной кривой с ординатой 2 5 % ) ; Q3 — третий квартиль (абсцисса точки пересечения кумулятивной кривой с ординатой 7 5 % ) ; Md — медианный диаметр (абсцисса точки пересечения кумулятивной кривой с ординатой 5 0 % ).

По В. Крумбейну и Л. Слоссу (1960), коэффициент асимметрии равен Данные гранулометрического анализа гранулярных терригенных пород, в особенности пересчитанные на гранулометрические коэффи­ циенты, в определенной мере позволяют судить о их структурном облике и условиях накопления осадков (Passega, 1957; Петров­ ская, 1959).

Использование данных гранулометрического анализа для определения суммарной мощности песчаных отложений, тонко и часто переслаиваемых глинами Тонкослоистый разрез, представленный частым чередованием песчаных отложений с глинистыми, достаточно труден для изучения, особенно при подсчете суммарной мощности коллекторов.

Применяемый при исследовании разрезов скважин размер зондов значительно превышает мощность микропропластков, и регистрация электросопротивлений получается искаженной. В дальнейшем можно надеяться, что исследователи-геофизики смогут разрешить и этот сложный вопрос, а пока для установления суммарной мощности песчаных коллекторов в тонкослоистом разрезе приходится приме­ нять довольно трудоемкие методы.

Т а к, суммарная мощность песчаных коллекторов в разрезе тонко и часто переслаивающихся пород обычно определяется при помощи детального визуального подсчета песчаных прослоев (коллекторов) и глин по образцам керна пород. С этой целью вынос керна должен быть максимально большим, так как весь керн рассматривается, описывается и замеряется (прослои пород-коллекторов и неколлек­ торов).

Обычно при подъеме керна пород, характеризующихся частым переслаиванием песчаных и глинистых отложений, на месте буровых работ описывают керн с визуальным подсчетом тонкопесчаных про­ слойков. Суммируя мощности прослойков песка по разрезу продук­ тивной толщи, узнают ее общую эффективную мощность. Однако далеко не везде тщательно производят замеры прослойков песка, алевритов, алевролитов среди глин; часто это весьма затруднительно, особенно при очень тонком переслаивании отложений друг с другом или линзообразной, петельчатой форме залегания песчаных и алев­ ритовых пород. Лица, проводящие такие замеры, должны обладать достаточной квалификацией. Сопоставление описаний керна таких пород, проведенное разными авторами, показывает, что величина мощности тонкопесчаных прослоев ими определена по-разному.

Для того чтобы избежать этого субъективного момента в прове­ дении исследований, связанных с подсчетом мощности продуктивных отложений, А. А. Ханин (1954) предложил проводить такой подсчет, пользуясь методом бороздовой пробы. Метод заключается в следу­ ющем. Из керна, поднятого на поверхность и освобожденного от рубашки глинистого раствора, с четырех сторон делают вертикаль­ ные срезы; берут бороздовые пробы, в которые входит материал не только песчаных прослоев (коллекторов), но и глинистых (некол­ лекторов).

В глинах содержится тонкопесчаный материал в виде рассеянных зерен в цементирующей их глинистой массе. Этот тонкопесчаный материал не является коллектором для жидких и газообразных флюидов. Проводят гранулометрический анализ бороздовой пробы.

В полученные данные вносят поправку на тонкопесчаную часть, содержащуюся в глинах и не являющуюся коллектором. Величина содержания тонкопесчаной части, разбросанной в глинистой массе, соответствующим образом вычитается из данных о гранулометриче­ ском составе бороздовой пробы.

Для того чтобы это сделать, тщательно анализируются тонкопесча­ ная часть, содержащаяся в прослоях, и чистые прослои глин; опре­ деляются их гранулометрический состав и плотность (объемные веса). Зная плотность песка и глины и интервал отбора керна, опре­ деляют суммарный объем этих компонентов в столбе керна, характе­ ризующего тот или иной интервал глубин. Далее, зная интервал глубин, определяют эффективную мощность песчаных отложений.

Ниже приведен расчет суммарной мощности песчаных отложений.

Порода состоит из песчаной части х и глинистой у Однако в песчаных прослоях по данным гранулометрического анализа содержится не 1 0 0 % песчаных частиц, а только А, остальные частицы глинистые (пелитовые).

В глинистых прослоях содержится В песчаных частиц, не явля­ ющихся коллектором и рассеянных в теле глины.

Тогда где Л — содержание песчаных частиц в песчаных прослоях; В— содержание песчаных частиц в глинистых прослоях; С — содержание песчаной части в бороздовой пробе.

Заменяем в уравнении (2) значение у, выраженное через х, Заменим в уравнении (3) правую часть через D, тогда где D — содержание в породе песка-коллектора в % вес.

Заменяем (100 — D) через Е, получаем где E — содержание глинистой части в породе в % вес.

формулам:

Суммарный объем столба песка и глины в изучаемом керне опре­ деляется путем сложения их объемных количеств Содержание песка и глины в % объемн. рассчитывают по фор­ мулам:

Эффективная мощность песка Hxэ определяется по формуле где H — мощность изучаемого интервала в м.

Пример такого расчета приведен ниже. Принимаем, что х + у = = 1 0 0 %. Предположим, что согласно экспериментальным данным среднее содержание фракций в глине и песке (включая сюда и алев­ ритовую фракцию) следующее: песок x содержит фракций диаметром меньше 0,01 мм — 5 % и фракций диаметром больше 0,01 мм — 9 5 % ; глина у содержит фракций диаметром меньше 0,01 мм — около 5 5 % и фракций диаметром больше 0,01 мм — 4 5 %.

Предположим, что в скважине поднят керн с глубины 8 7 1, 5 — 871,8 м; мощность рассматриваемого слоя H — 0,3 м. Порода пред­ ставляет собой частое чередование тонкого песка с глиной.

Гранулометрический состав средней пробы показал следующее:

песчаная часть (0,25—0,01 мм) — 7 0, 9 1 % и глинистая часть (меньше Определение доли песка и глины в породе вычисляется по содер­ жанию глины или песка. К а к указывалось выше, не весь песок по­ роды является коллектором. Песчаная часть, находящаяся в породе в виде сообщающихся между собой прослойков, является коллекто­ ром; разобщенные глинистой массой отдельные зерна не предста­ вляют практического интереса. Поэтому для определения суммарной мощности песчаных коллекторов в полученный гранулометрический состав вносится поправка на содержание песка (неколлектора), нахо­ дящегося в базальном глинистом цементе.

В нашем примере пелитовых частиц (диаметром меньше 0,01 мм) в песчаных прослоях содержится в среднем 5% от количества песка, т. е. 5/ х и песчаных частиц 95%, или 95/100 x, где х — содержа­ ние песчаной части в породе.

В глине пелитовых частиц содержится в среднем до 5 5 % от коли­ чества глины, т. е.55/100y,и песка, разбросанного в теле глины, 45 %, или45/100у, где у — содержание глинистой части в породе.

Проводим расчет по песку. Содержание песчаной части в породе по данным гранулометрического состава в нашем примере равно 7 0, 9 1 %. Песчаная часть, содержащаяся в песке и глине, составляет Заменяя в нашем примере у через х, получим х = 5 1, 8 2 % — содержание песка, являющегося коллектором; у = = 4 8, 1 8 % — содержание глины в породе.

Эти же величины можно было бы получить при проведении расчета по глине.

Проводим расчет по глине. Согласно аналитическим данным в нашем примере пелитовых частиц (меньше 0,01 мм) в песке содер­ жится 5 % от количества песка, т. е.5/100х в самой глине пелитовых Тогда Таким образом, получим те же величины, что и при расчете по песку.

При массовых определениях вычисление удобней проводить по содержанию пелитовой части, так как чтобы по данным грануло­ метрического анализа узнать величину песчаной части, служащей коллектором, необходимо просуммировать содержание всех фрак­ ций крупнее 0,01 мм.

В случае небольшого содержания в породе легко растворимых солей (до 5 — 6 % ) их следует суммировать с пелитовой частью. При содержании легко растворимых солей более 5 — 6 % процентное содержание солей следует пропорционально отнести к содержанию гранулометрических фракций.

Чтобы получить объемные количества песка Vx и глины Vy, необходимо их содержание х, у разделить соответственно на объем­ ные веса ух, у :

Определение объемного веса (плотности) пород, характеризу­ ющихся частым переслаиванием глин с тонкозернистыми песками, должно проводиться отдельно для глин и песчаной части при сохра­ нении их естественной структуры. Это достигается парафинированием образцов пород, содержащих в л а г у, после чего определяется их объемный вес во влажном состоянии. В отдельном образце породы определяется влажность, после чего объемный вес пересчитывается на сухое состояние породы. Д л я этого вводится поправка на влаж­ ность.

В приведенном примере глины характеризуются объемным весом у у, равным 2,0 Г/см ; песчаные отложения имеют объемный вес ух, равный 1,7 Г/см. Объемное количество песка Vx = 51,82 : 1,7 = Для того чтобы определить мощность песка в рассматриваемом интервале глубин, необходимо предварительно подсчитать суммар­ ный объем столба песка и глины, а также вычислить содержание песка и глины в % объемн.

Расчет производится следующим образом. Определяется суммар­ ный объем столба глины и песка в изучаемом керне. Путем сложения объемов песка и глины определяют суммарный объем этих компо­ нентов. По формуле (6) используя формулы (7) и (S) Зная мощность изучаемого интервала глубин H1 по формуле (9) определяем эффективную мощность песка hXa и мощность глини­ стой части h„ При большом количестве ана­ лизируемых проб следует по­ строить номографическую кривую.

Для этого на оси абсцисс следует отложить значения содержания песка, выраженные в % объемн., товой или песчаной части по дан­ ч а снти ю в п е с к а з д о впоейс ч п р о бхе п р оссолдоеяр х­ ным гранулометрического анализа ( к о л л е к т о р ы г а з а х а д у м с к о г о г о р и ­ эффективной мощности песчаных отложений, которые сведутся к несложным вычислениям по фор­ муле (9). Значение содержания песка, выраженное в % объемн., для приведенного выше примера можно быстро подсчитать по но­ мограмме (рис. 3 ). Вводя величину ху в формулу (9) и зная мощ­ ность рассматриваемого интервала глубин, можно легко подсчитать эффективную мощность песчаной части hXb.

Приведенным методом изучались многие разрезы хадумского газоносного горизонта Ставрополья. Это дало нам возможность построить карту равных значений песчанистости и подсчитать суммарные эффективные мощности коллекторов газа для ряда газонос­ ных площадей (Ханин, 1965). Сравнение результатов подсчета песчанистости, полученных данным методом, с визуальным замером прослоев показало, что в последнем случае суммарная песчанистость оказывается выше на 1 3 % и более по сравнению с бороздовым методом.

Классификация глинисто-алеврито-песчаных пород, основанные н а размере и группировке гранулометрических фракций Дисперсные породы характеризуются различным сочетанием минеральных частиц по величине и форме. Частицы, близкие по своим размерам, объединяются в соответствующие группы, которые называются гранулометрическими фракциями породы. Гранулометри­ ческий состав породы зависит от сочетания гранулометрических фракций, которые обычно выражают в процентном отношении к весу абсолютно сухого образца.

По преобладанию обломков различного размера среди песчаных пород (рыхлых — псаммитов и плотных — псаммитолитов) выделяют следующие группы, содержащие более 6 0 % обломков определенных размеров (мм):

Песчаные породы, содержащие более 1 0 % других фракций, назы­ ваются соответственно глинистыми, алевритистыми и т. д. В природе широко распространены пески различных генетических видов со все­ возможным сочетанием гранулометрических фракций.

В СССР алевритовыми породами, по предложению А. Н. Заварицкого, называют породы, состоящие более чем на 5 0 — 6 0 % из облом­ ков диаметром от 0,10 до 0,01 мм. Эту группу пород расчленяют на мелкоалевритовую и крупноалевритовую с размерами зерен от 0,01 до 0,05 и от 0,05 до 0,10 мм.

Многие авторы описывали алевритовые породы под названием тонкозернистых песчаников.

Д л я обозначения сцементированных алевритов В. П. Батурин (1934) в в е л термин алевролит. Л. Б. Р у х и н (1956) предлагает считать алевритовыми частицы размером от 0,05 до 0,005 мм («силт», по данным американских авторов) и подразделяет их на крупные ( 0, 0 5 — 0, 0 1 мм) и мелкие (0,01—0,005 мм).

И. В. Попов ограничивает нижнюю границу песчаной фракции диаметром 0,05 мм, исходя из того, что свойства песков значительно изменяются при прибавлении к ним пылеватых частиц. Т а к, приба­ вление к песку частиц размером 0, 2 5 — 0, 0 5 мм мало влияет на его свойства, в то время как прибавление к песку пылеватых частиц значительно уменьшает его пористость, фильтрационную способность и увеличивает капиллярное поднятие. Фракция 0, 2 5 — 0, 0 5 мм практически является водопроницаемой, тогда как пылеватые час­ тицы, подобно глинистым, практически водонепроницаемы и с трудом отдают воду.

Изучение Свойств песчано-алевритовых коллекторов газа и нефти действительно показывает, что породы, сложенные крупноалеври­ товой фракцией (0,10—0,05 мм), близки по своим свойствам к песча­ ным породам.

Встречающиеся на больших глубинах (свыше 3000 м) алевролиты с преобладанием крупноалевритовой фракции могут обладать доста­ точной пористостью и проницаемостью, представляющей практиче­ ский интерес, тогда как в этих же условиях залегания алевролиты, содержащие в основном мелкоалевритовую фракцию (0,05 — 0,01 мм), чаще всего практически непроницаемы.

Н. Н. Карлов (1955) алевритовые фракции принимает в границах 0,10—0,005 мм и разделяет их на три фракции: крупноалевритовую (0,10—0,05 мм), среднеалевритовую (0,05—0,01 мм) и мелкоалеври­ товую с диаметром частиц от 0,01 до 0,005 мм. Частицы фракции диаметром меньше 0,01 мм называют пелитом: крупным (0,01 — 0,001 мм) и мелким или тонким (меньше 0,001 мм). В практике инже­ нерно-геологических работ иногда частицы менее 0,01 мм называют физической глиной. К собственно глинистым относят частицы диа­ метром меньше 0,001 мм.

С. С. Морозов, изучая физические свойства фракций от 0, до 0,001 и менее 0,001 мм, выделенных из лёссови глин, у к а з ы в а л, что наблюдается резкое изменение минералогического состава, физических свойств и емкости поглощения у частиц меньше 0,001 мм по сравнению с более крупными частицами.

Весьма дробная гранулометрическая классификация песков раз­ работана Е. М. Сергеевым (1953). Она основана на инженерностроительных свойствах пород в зависимости от их гранулометриче­ ского состава. Пески подразделяются на три класса в зависимости от наличия в них гравийных, песчаных и пылеватых частиц. Каждый класс распадается на три группы песков по степени их отсортиро­ ванное™. В свою очередь группы песков подразделяются на опре­ деленное количество видов песков, в зависимости от степени их дис­ персности.

Классификацию обломочных пород по размеру частиц в США обычно производят по шкале Уэнтворса. Частицы породы разбиты на разряды по размерам; средний размер зерна в разряде составляет половину медианы частиц следующего разряда, более грубозерни­ стых (Ханин, 1965).

В грунтоведении большой известностью пользуется гранулометри­ ческая классификация грунтов В. В. Охотина (1933), построенная на основе изучения физических и механических свойств г р у н т о в.

Применение классификации В. В. Охотина при оценке пород-коллек­ торов вызывает трудности, связанные с отличием размеров и наименования гранулометрических фракций от таковых в нефтяной геологии. В. П. Флоренский, Г. И. Теодорович, А. В. Максимов, Л. В. Пустовалов, М. А. Кашкай, Ш. А. Азизбеков, Н. В. Кирса­ нов, Ю. В. Сементовский и Л. Б. Рухин для классификации пелитоAneftpuHl Рис. 4. Схема классификации глинисто-алеврито-песчаных пород (по Теодоровичу, 1938).

I — песок; 2 — песок слабоалевритовый; 3 — песок алевритовый; 4 — песок сильно алев­ ритовый; 5 — песок глинисто-алевритовый; 6 — песок алеврито-глинистый; 7 — песок сильно глинистый; 8 — песок глинистый; 9 — песок слабоглинистый; 10 — алеврит;

II — алеврит слабоглинистый; 12 — алеврит глинистый; 13 — алеврит сильно глинистый;

14 — алеврит песчано-глинистый; 15 — алеврит глинисто-песчаный; 16 ~ алеврит сильно песчаный; 17 — алеврит песчаный; 18 — алеврит слабо песчаный; 19 — глина; 20 — глина слабо алевритовая; 21 — глина алевритовая; 22 — глина сильно алевритовая; 23 — глина песчано-алевритовая; 24 — глина алеврито-пеечаная; 25 — глина сильно песчаная; 26 — гли­ на песчаная; 27 — глина слабо песчаная; 28 — супесь глинистая; 29 — супесь алевритовая;

30 — гипалеврит песчаный; 31 — гипалеврит глинистый; 32 — суглинок алевритовый;

алеврито-песчаных пород применили разностороннюю треугольную диаграмму, построенную в барицентрических координатах.

В классификации Г. И. Теодоровича (1938) песками, алевритами и глинами называются породы, в которых главный компонент соста­ вляет не менее 9 0 % породы (рис. 4 ).

Из рис. 4 видно, что если глинисто-алеврито-песчаная порода содержит более 5 0 % какого-либо компонента, то этим определяется принадлежность ее к группе песков, алевритов или глин. Название породы уточняется на основании примеси частиц (одной, а иногда и д в у х групп), содержание которых в породе более 1 0 %. Породы, в которых количество каждого компонента не достигает 5 0 %, назы­ ваются в зависимости от преобладания тех или иных фракций песка (супесь), глины (суглинок) или алеврита (гипалеврит).

Классификация Л. В. Пустовалова, М. А. Кашкай, Ш. А. Азизбекова, А. Г. Алиева, С. Г. Саркисяна, А. Д. Султанова и Г. Ю. Ф у к с Романовой предусматривает содержание в песках, алевролитах и глинах не менее 8 0 % главного компонента (Ханин, 1965).

В классификации глинисто-алеврито-песчаных пород Л. В. Пусто­ валова (1947) выделяются всего 13 групп разностей пород. Это удобно, так как позволяет быстро отнести породу к тому или иному типу.

Кроме того, данная классификация является генетической. Класси­ фикация песчано-алеврито-г л инистых пород Л. Б. Р у х и н а (1956), менее дробная, чем другие подобные классификации.

ПОРИСТОСТЬ

Общие сведения. Пористость терригенных и карбонатных пород Породы-коллекторы осадочного происхождения состоят из меха­ нически или химически отложившихся твердых материалов или из остатков животных и растений. Д л я того чтобы осадочные породы могли служить коллекторами нефти и г а з а, они должны содержать пустоты.

Пористыми материалами вообще называются твердые тела, содер­ жащие в достаточно большом количестве пустоты, размер которых значительно меньше размера тела.

Пористое пространство пород определяется не только размерами и конфигурацией зерен, но и наличием трещин, плоскостей напласто­ вания и присутствием в порах цементирующих веществ.

Пористость пород может обусловливаться как процессами седи­ ментации, так и процессами химического растворения. В большинстве карбонатных коллекторов пористость является следствием растворе­ ния кальцита пластовыми водами, содержащими растворенную угле­ кислоту. Поровые пространства таких пород представлены обычно каналами и кавернами. В осадочных породах пористость обусловли­ вается наличием промежутков между отдельными зернами породы (межзерновая пористость).

Пористость т определяется отношением пустотного пространства породы к ее общему объему и выражается обычно в процентах или д о л я х единицы.

Величина пор песчано-алевритовых пород сильно колеблется в зависимости от величины и формы зерен, плотности укладки и сцементированности зерен.

Величина пористости различных пород изменяется в широких пределах от долей процента до нескольких десятков процентов.

Д л я бакинских нефтяных песков пористость колеблется от 18 до 5 2 %, ставропольских газоносных алевритов — от 30 до 4 0 %, волго­ градских (Арчеда, Жирное) нефтеносных яснополянских песчани­ ков - от 20 до 2 7 % и т. д. Пористость карбонатных пород обычно колеблется в пределах 3 — 3 0 %. Пористость глин может достигать 4 0 — 5 0 % и выше. Т а к, пористость сарматских глин северо-западного Приазовья оказалась равной 5 3 % (Ханин, 1963). Наиболее распро­ страненные значения пористости терригенных коллекторов Русской платформы — 1 7 — 2 4 %.

По данным А. Мелчера (A. F. Melcher, 1921), границы пористости нефтеносных и газоносных песков лежат в пределах от 7 до 41 % ;

Породы-коллекторы пористостью меньше 5 %, лишенные трещин% разломов и каверн, считаются обычно непромышленными.

А. И. Леворсен (1958) приводит приблизительную полевую оценку пористости: пренебрежимо м а л а я — - 0 — 5 %, плохая — 5 — 1 0 %, удовлетворительная — 1 0 — 1 5 %, хорошая — 1 5 — 2 0 %, очень хоро­ шая — 2 0 — 2 5 %. Однако следует помнить, что в зависимости от гра­ нулометрического состава, сложения и цементации песчано-алевритовые породы могут значительно отличаться по свойствам. Т а к, при равной пористости песчаники и алевролиты характеризуются различной фильтрационной способностью, зависящей от крупности сечений поровых каналов и их содержания в поровом объеме.