Главная | Случайная
Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Билет 23. 1. Процессы, приводящие к образованию вторичной пористости.




Вторичная пористость в обломочных отложениях наиболее часто представлена межзерновой пористостью и пустотами избирательного растворения и выноса материала некоторых компонентов породы, в том числе зерен. Образованию вторичной пористости способствует ряд факторов. Прежде всего это изменение общего характера среды (величина рН и др.), при котором отдельные минералы становятся неустойчивы. Это касается карбонатов и некоторых глинистых минералов. Зоны неустойчивости выделяются на разных глубинах в зависимости

от гидрохимического и теплового режима. При средней напряженности теплового поля кальцит неустойчив на глубине около 3 км, при более интенсивной напряженности - на меньших глубинах. В зависимости oт ситуации в конкретных бассейнах в соответствии с уровнем неустойчивости М. К. Калинко были выделены зоны оптимальных коллекторов.

Карбонаты и другие химически нестойкие минералы и обломки пород активно растворяются водами, обогащенными углекислотой и органическими кислотами. Растворы, содержащие органические кислоты, формируются главным образом при разложении OB и проникают

в толщу пород сверху. Воды же, насыщенные CO2 , могут поступать и из глубоких частей земной коры и способствовать интенсивному формированию вторичной пористости на глубинах в несколько километров. Вторичная пористость возникает в той или иной степени, по-видимому постоянно. Те же дополнительные или обновленные поры, которые мы отличаем в нефтегазоносных коллекторах, образуются, а затем и сохраняются скорее всего лишь на определенных глубинах, чему есть несколько причин. Как уже указывалось выше, трансформация разбухающих глинистых минералов (смектитов) в неразбухающие (главным образом, иллит) является очень важной стороной преобразования осадочных пород. Освобождающаяся при трансформации связанная вода, переходящая в свободное состояние вследствие своей химической чистоты, обладает повышенной растворяющей способностью (агрессивностью) 1(Эта вода обладает, по-видимому, повышенной растворяющей способностью и по отношению к УВ и тем способствует их выносу из глин). Проникая в коллектор, она принимает участие в растворении хемогенного (карбонатного, сульфатного и др.) цемента. Растворение цемента водой, выделившейся из глин, будет продолжаться до тех пор, пока эта вода не достигнет химического равновесия с водой, ранее бывшей в коллекторе. Наиболее массовое превращение глинистых минералов (и выход воды) часто хорошо увязывается по глубине с главной зоной нефтеобразования. Характер переслаивания толщ при. этом также имеет определенное значение. Если глинистые свиты очень мощные (сотни метров, первые километры), то из центральных их частей освободившейся воде уйти сложно, она не будет принимать участие в преобразовании находящихся на далеком расстоянии песчано-алевритовых коллекторов, роль ее будет иной. Другой основной действующий агент - углекислота, кроме верхней биогенной зоны, возникает также в массовом количестве при генерации нефти и в более глубоких горизонтах при термохимических преобразованиях параллельно с образованием метана. Формирование этих газов приводит к аномально высокому поровому давлению и, как следствие, микротрещиноватости, что создает дополнительные возможности перемещения углекислоты в природные резервуары. Повышение давления выше нормального приводит к увеличению растворимости кальцита, в условиях же нормального повышающегося давления кальцит может и не растворяться, так как повышающаяся с глубиной температура сильно понижает растворяющую способность CO2 . При возрастании концентрации углекислоты происходит также растворение полевых шпатов. Приходящие в движение катионы щелочей и щелочноземельных элементов, а также кремнекислота частично выносятся, а частично идут на образование каолинита, иллита и хлорита. Возникновение тех или иных минералов зависит от концентрации CO2 , времени реакции, первичных минералов и начального состава воды. Следует предположить, что степень возрастания вторичной пористости пропорциональна количеству генерированных газов (в т. ч. CO2), а также количеству неустойчивых составляющих частей породы. Вследствие всего этого вторичная пористость наиболее активно может нарастать со времени

начала главной фазы нефтеобразования и формироваться далее уже в глубинной зоне газообразования. Такое благоприятное сочетание во времени приводит к тому, что при условии формирования залежи все пустоты, в т.ч. вторичные, сразу заполняются в ловушке УВ, что гарантирует их сохранность. Углеводороды тормозят все процессы последующей

цементации, сохраняют пористость. Влияние OB (нефти) и продуктов его преобразования в более мелких масштабах видно на водонефтяных контактах, где при взаимодействии нефти и воды идут различные процессы, в том числе образование CO2 чему способствуют обитающие здесь бактерии. Все это приводит к растворению кальцита, других минералов на уровне и несколько выше контакта и к переотложению карбонатов и окисленных остатков нефти ниже его. Залежь как бы запечатывается снизу. При изменении структурного плана

залежь остается в запечатанном объеме и положение ее может не соответствовать новой структурной форме, располагаться на крыле — "висячая залежь" и т. п. Если после структурных преобразований поступление УВ продолжается, то в пределах вновь сформированной залежи можно видеть следы BHK предыдущих этапов. Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (в основном доломитизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды более активно растворяют доломит и т. п. Анализ изменения фильтрационно-емкостных параметров, определяемых в том числе и выщелачиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурно-генетическими типами пород. Хорошим примером в этом отношении является крупный рифовый массив раннепермского и каменноугольного возраста, расположенный в северной бортовой части Прикаспийской впадины.







Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2022 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных