К оглавлению журнала

 

УДК 552.5.001.5

© А.О. Огнев, 1990

Пространственно-временные изменения коэффициента необратимого уплотнения глинистых пород

А.О. ОГНЕВ (КазПИ)

Для определения степени уплотнения осадочных пород используются как литологические, так и литофизические параметры. Среди первых известны коэффициенты метаморфичности (О.А. Черников, 1964 г.), измененности (С.С. Савкевич, 1965 г.), сообщаемости пор (П.А. Карпов, 1969 г.), изменения структуры (Л.В. Орлова, 1974 г.). Среди вторых чаще всего используют общую пористость и объемную плотность осадочных пород, преимущественно глинистых. В. М. Добрынин (1965 г.), анализируя характер необратимых деформаций осадочных пород, ввел коэффициент необратимого уплотнения bп:

где DКп/dh – средний градиент изменения коэффициента пористости пород в изучаемом интервале глубин, Kп – коэффициент пористости в верхней части исследуемого интервала.

Б.К. Прошляков [4] предложил использовать для оценки степени уплотнения пород коэффициент уплотнения ks – отношение объемной плотности породы (s) к плотности ее твердой фазы (sт)

ks=s/sт , (2)

По мере уплотнения породы s стремится к sт, a ks – к единице.

Уплотнение осадочных пород приводит к изменению с глубиной залегания пористости, плотности и скорости распространения упругих волн. Коэффициент bп входит в степенной показатель экспоненциальных выражений, определяющих изменение указанных выше физических параметров с глубиной залегания (А.О. Огнев. 1985 г.).

где kп0 – начальное значение общей пористости, mк, ms , mv – структурные коэффициенты; sпр, s0 – предельная и начальная плотности (минералогическая плотность или плотность твердой фазы), vпр, v0 – предельная и начальная скорости распространения упругих волн.

Между коэффициентами bп и ks существует зависимость вида:

где ks0 – начальное значение коэффициента уплотнения, равное s0/sт. Значение ms для различных литотипов пород колеблется от 0,012 до 0,018 МПа/м.

Исследования во многих районах показали, что процессам уплотнения наиболее подвержены глинистые породы. Глины имеют важное значение не только как основные нефтематеринские породы, но и как покрышки и источник выжимаемых при уплотнении флюидов. Последние контролируют направление и объем миграции УВ и могут быть причиной образования АВПД. Глины могут являться структурообразующей породой и указывать на подземные условия дренажа [2].

В настоящее время предложено несколько моделей уплотнения глинистых осадков (Л.Е. Эти, 1930 г.; X.Д. Хедберг, 1936 г.; Ж.И. Уэллер, 1959 г.; Н.Б. Вассоевич, 1960 г.; М.К. Пауэре, 1967 г.; Ю.Ф. Берет, 1969 г. и др.). В большинстве этих моделей определяющим фактором уплотнения является гравитационное давление. Различные исследователи выделяют от двух до четырех стадий уплотнения. Однако единой закономерности уплотнения глинистых пород для всех формаций и разрезов не существует. Каждый регион, область, формация и разрез в соответствии с возрастом, скоростью осадконакопления, минералогическим составом глин, геотермической обстановкой и историей геологического развития характеризуется своими условиями консолидации глинистых образований и кривыми их уплотнения. В работе [1] представлены кривые изменения пористости и плотности глинистых пород с глубиной залегания для различных регионов мира. Значительный разброс кривых подтверждает сделанное выше предположение. Кривые, которым соответствуют относительно высокие значения пористости и минимальные значения плотности на глубине, могут быть обусловлены, как это указывалось ранее, повышенным по сравнению с нормальным (гидростатическим) давлением флюидов. Кривые же, характеризующиеся повышенными значениями плотности и пониженной пористостью, отвечают полностью консолидированным глинистым породам. Сопоставление с ними зависимостей, полученных нами для условий Северного Устюрта и Южного Мангышлака, показало, что в верхней части разреза они близки к кривым, соответствующим консолидированным породам, ниже постепенно сближаются с кривыми, построенными Н.Б. Вассоевичем для глин олигоценового возраста. Проведенное сопоставление позволило сделать вывод о том, что молодые по возрасту глинистые отложения Северного Устюрта и Южного Мангышлака достаточно уплотнены, а более древние не достигли еще этого состояния и могут содержать в себе флюиды [3].

Более детальный анализ изменения физических параметров осадочных отложений, проведенный на основе расчета детальных петрофизических разрезов, показал, что в разрезе Северного Устюрта и Южного Мангышлака достаточно уверенно выделяется несколько интервалов глубин, отличающихся как абсолютными значениями параметров, так и характером их изменения с глубиной залегания. В качестве примера на рис. 1 приведен по разрез общей пористости глинистых отложений скв. 17 Каракудук. Верхнемеловая – палеогеновая часть разреза отличается повышенной плотностью и пониженными значениями пористости (18–11 %, bп=31,8·10-3 1/МПа). Залегающие ниже апт-альбские глины нижнего мела выделяются повышенными значениями пористости (20– 13 %) и уменьшенной способностью пород к уплотнению (bп=28,8·10-3 1/МПа). Этот интервал хорошо коррелируется с резким увеличением скорости осадконакопления альбских глин (j = 120 м/млн. лет). Глины и аргиллиты средне-верхнеюрского и неокомского возраста отличаются повышенной способностью к уплотнению (bп=43,6·10-3 1/МПа) и относительно высокими значениями пористости (20–9 %). Наличие инверсии в распределении общей пористости может быть следствием различия в скорости осадконакопления, возможных изменений глинистых минералов (например, гидрослюдизация монтмориллонита) либо перерывов в осадконакоплении. И, наконец, нижняя часть разреза (нижняя юра – триас) отличается резко заниженными значениями пористости (до 5–4 %) и потерей способности глинистых образований к уплотнению (bп= 18,7·10-3 1/МПа). Для этой части разреза характерны значительные перерывы в осадконакоплении.

Латеральные изменения bп глинистых пород рассматривались нами на примере юрско-неокомских образований. На рис. 2 представлена схема распределения коэффициента bп в пределах западной части Туранской плиты (Южный Мангышлак, Бузачи, Северный и Южный Устюрт). Значения коэффициента bп для рассматриваемых отложений составляют (18,6–65)·10-3 1/МПа. На изучаемой территории выделяются четыре области относительно высоких значений коэффициента bп (>40·10-3 1/МПа) в пределах: 1) Северо-Бузачинской группы поднятий (Кызан, Кошак, Кискудук), 2) западной периклинали Северо-Устюртской синеклизы (Южная Арыстановская, Астауой и Ирдалы), 3) северо-восточной части (Ащитайпак и Чумышты) и 4) юго-западной части (Западный Тасбулат). Области повышенных значений коэффициента bп чередуются с зонами относительно пониженных (<35·10-3 1/МПа): южной (Южный Мангышлак и Южный Устюрт), северной (Жалганой и Терешковская), восточной (Челуранская и Чурукская), юго-западной (Тумсык и Кырын) и северо-западной (Каражанбас и Каламкас). Известно, что процессы уплотнения оказывают существенное влияние на условия миграции и аккумуляции УВ в осадочных породах (особенно в глинистых). Повышенные значения bп указывают на замедленное захоронение осадков либо значительное воздействие термодинамических факторов, следствием которых явилась практически полная консолидация глинистых отложений. Естественно предположить, что в этих областях произошло максимальное выжимание флюидов(в том числе, возможно, и УВ) из осадков и их миграция за пределы области или в ее периферийные структурно-повышенные участки. Это предположение находит подтверждение в размещении месторождений нефти и газа, открытых в юрско-меловых отложениях (см. рис. 2).

Характер локальных латеральных изменений коэффициента bп рассмотрен нами на примере юрско-неокомских глинистых отложений по структуре Арыстановская (Северный Устюрт, рис. 3). Значения коэффициента bп варьируют от 34,3 • 10-3 (скв. 2) до 47,5·10-3 1/МПа (скв. 5). В целом отмечается общее уменьшение значений bп в юго-западном направлении. Ход изолиний bп напоминает “структурный нос”, вытянутый в северо-восточном направлении. Наименьшие значения коэффициента фиксируются в районе скв. 2 и 11. Интересно отметить, что, по данным бурения и испытания различных продуктивных горизонтов, в рассматриваемом интервале разреза [3] фиксируется ухудшение коллекторских свойств в северо-западном, северо-восточном и юго-восточном направлениях от скв. 2. В этих же направлениях отмечается понижение дебита продуктивных отложений и повышение bп.

Влияние геологического возраста пород на степень их уплотнения подчеркивалось рядом исследователей. Так, О.А. Черников (1981 г.), изучая степень измененности песчано-алевролитовых пород Южного Мангышлака, установил различие в значениях коэффициента метаморфичности для песчаников юрского возраста (от нижней юры до батского яруса средней юры). Б.К. Прошляков [4] для условий Прикаспийской впадины выявил зависимость коэффициента уплотнения ks от геологического возраста песчаников и глин. Первую попытку установления количественной связи между коэффициентом bп и их геологическим возрастом сделал Л.А. Буряковский (1982 г.). Используя данные Дж. Уэллера, Б.К. Прошлякова, В.М. Добрынина и Н.Б. Вассоевича, для глинистых отложений Л.А. Буряковский и другие выявили следующую эмпирическую зависимость bп= (26,61g Т – 8,42) • 10-3, где Т- геологический возраст пород , млн. лет. В полулогарифмичесом масштабе эта зависимость представляется в виде прямой линии. Наши исследования, проведённые для условий Южного Мангышлака и Северного Устюрта, показали несостоятельность установленной выше зависимости.

Анализировались данные об изменении с глубиной залегания общей пористости песчано-глинистых отложений различного геологического возраста (от верхнемеловых до нижнетриасовых). Характер изменения величины bп от геологического возраста (в полулогарифмическом масштабе) отличается от линейного (рис. 4). Значение bп с увеличением возраста отложений вначале возрастает, а затем уменьшается, наибольшие его значения отмечаются для продуктивной толщи средней и нижней юры.

Выводы

Анализ особенностей уплотнения глинистых отложений разреза западной части Туранской плиты выявил неоднородность отложений по их способности к уплотнению. По величине bп и абсолютной величине физического параметра в разрезе выделяются несколько интервалов, соответствующих, по-видимому, различным стадиям ката-генетических изменений глинистых пород.

Изучение характера латеральных изменений коэффициента bп глинистых пород как в региональном, так и в локальном плане позволяет сделать вывод о возможности использования данных о bп для решения вопросов определения путей миграции и аккумуляции УВ и прогнозирования зон нефтегазонакопления.

Зависимость значений коэффициента bп песчано-глинистых отложений от их геологического возраста имеет сложный характер, обусловленный степенью постседиментационных изменений пород.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Достижения в нефтяной геологии / Под ред. Г.Д. Хобсона.– М.: Недра.– 1980.
  2. Магара К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти.– М.: Недра.– 1980.
  3. Огнев А.О., Жилкайдарова А.М. Физические свойства осадочных отложений западной части Туранской плиты // Геология нефти и газа.– 1986.– № 7.– С. 43–48.
  4. Прошляков Б.К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа.– М.: Недра.– 1974.

Abstract

The pattern of time-spatial changes in the irreversible coefficient of clay rock compaction is shown with special reference to oil- and gas-bearing regions of the western part of the Turanian plate (South Mangyshlak, North Ustyurt and Buzachi). Heterogeneity of rocks regarding their ability to compact has been established. The mode of lateral variations in the coefficient both regionally and locally is rather complex and its analysis allows one to draw a conclusion about the possibility of using these data for the determination of hydrocarbon migration paths and for the prediction of oil and gas accumulation areas

Рис. 1. Сопоставление разреза общей пористости глинистых отложений (а) с графиком скорости осадконакоплений (б) на площади Каракудук, скв. 17

Рис. 2. Схема распределения bп осадочных пород в пределах западной части Турайской плиты (Южный Мангышлак, Бузачи, Северный и Южный Устюрт):

1 – разведочные площади, для которых рассчитаны значения bп глинистых отложений юрско-неокомского возраста; 2 – месторождения нефти и газа в юрско-меловых отложениях; 3 – изолинии значений bп·10-3 1/МПа

Рис. 3. Схема распределения bп глинистых отложений юрско-не-окомского возраста (площадь Арыстановская, Северный Устюрт). Шифр линий – значение коэффициента необратимого уплотнения bп· 10-3 1/МПа

Рис. 4. Зависимость bп осадочных пород от геологического возраста (Северный Устюрт)