Ряд исследователей оценивают экранирующую способность покрывающих залежи глинистых пород, исходя из их мощности. Однако не всегда мощность определяет экранирующую способность.
Если флюидоупорные свойства глин можно оценивать, исходя из характера структуры их порового пространства, то для аргиллитов этот же метод недостаточен. Аргиллиты хрупкие, в условиях залегания они могут быть разбиты системами трещин, и если трещины не залечены и не замкнуты, то экранирующие свойства аргиллитов весьма низкие, особенно по отношению к залежам газа. На больших глубинах они могут быть коллекторами трещинного типа. Однако при переслаивании с другими породами без трещин и с низкой проницаемостью аргиллиты могут экранировать залежи нефти и газа. В аргиллитах уже при давлении 100-200 МПа ширина трещин уменьшается, и при 400 МПа они смыкаются.
На глубине 10-15 км трещиноватость глинистых пород уменьшается и возрастает герметичность покрышек.
Карбонатные породы. Карбонатные породы чаще всего обладают первичной и вторичной пористостью. К первичным относятся поры внутри и между обломками раковин, оолитами, кристаллами, поры вдоль плоскостей напластования, трещины, вызванные дегидратацией или усадкой во время осадконакопления.
Вторичная пористость в карбонатных породах связана с диагенетическими и постдиагенетическими процессами, приводящими к растворению, перекристаллизации, доломитизации, уплотнению, цементации, появлению трещин. На глубинах в карбонатных породах наиболее развит вторичный тип пористости, который и предопределяет их коллекторские свойства.
Основным типом пород на больших глубинах, по всей вероятности, является карбонатный, наиболее распространенный в древних бассейнах США (Пермский, Западный Внутренний). В их пределах высокопродуктивны карбонатные породы девона, кембрия-ордовика, мощностью сотни метров.
Средняя пористость карбонатных коллекторов кембрия-ордовика изменяется от 2% (месторождения Центрального поднятия) до 7,5% (месторождения Гомез, Локридж). Наблюдается возрастание пористости с глубиной в карбонатных породах девона от 8,5 до 18% на глубинах свыше 6000 м. В породах кембрия- ордовика открытая пористость увеличиваетсяот 2-3% на глубинах 3000 м до 8,5% на глубинах 7000 м.
Коллекторские свойства карбонатных пород таким образом, улучшаются с глубиной, что связано с растворением части карбонатов в области высоких температур и агрессивных вод, повлиявших на процесс формирования вторичной пористости. На глубинах 10 км будут встречены коллекторы как трещинно-кавернозного, так и гранулярного типа.
У известняков и мергелей смыкание трещин начинает проявляться при давлении 300 МПа и при 500 МПа достигает 20-30%.
Песчаные породы. Роль трещиноватости песчаников с глубиной увеличивается. В песчаниках трещины не смыкаются при давлении до 500 МПа, соответствующем глубине до 20 км. Межзерновая фильтрация прекращается при всестороннем сжатии 400 МПа. При сжатии 200 МПа она уменьшается более чем на 60%.
Из этого можно сделать вывод, что на глубине 10-15 км трещиноватость песчаников и алевролитов увеличивается.
В Медведовской скв. 2 (глубина 5460-5672 м) вскрыты туфогенные песчаники с проницаемостью от 4 до 277 мД. Пористость изменяется от 19% (3,8-4,2 км) до 12% (5,2-5,7 км). На глубинах 9- 10 км максимальная пористость по расчетам не более 4-5% , проницаемость — доли миллидарси.
В некоторых глубоких разведочных скважинах в Волгоградском Поволжье получен приток жидкостей как в терригенных, так и в карбонатных породах. Выявлено существование на больших глубинах пород-коллекторов
В ряде случаев условия благоприятны для создания вторичной пористости, что влечет за собой улучшение коллекторских свойств даже на больших глубинах. Причиной образования низко проницаемых или высоко проницаемых зон в глубоко залегающих пластах являются тектонические напряжения, возникающие при разнонаправленных движениях блоков в активные фазы тектогенеза..
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.