Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Закономерности изменения физических свойств пород в нижних отделах осадочного комплекса севера России

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности изменения физических свойств пород в нижних отделах осадочного комплекса севера России"

С ПП ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

'ГБ U й

им. U.M. Губкина

- 3 OKI 1SS5

На правах рукописи УДК 55 2.5-К:5 50.832 (470.13+571.12)

РУДЫК СВЕТЛАНА НИКОЛАЕВНА

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД В НИЖНИХ ОТДЕЛАХ ОСАДОЧНОГО КОМПЛЕКСА СЕВЕРА РОССИИ

Специальность 04.00.12 - " Геофизические методы поиска и

разведки месторождений полезных ископаемых"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 1995

РАБОТА ВЫПОЛНЕНА В ГОСУДАРСТВЕННОЙ АКАДЕМИИ НЕФТИ И ГАЗА ИМ.И.М. ГУБКИНА

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие :

Добрынин В.М. доктор геолого-минералогических наук, профессор

Поляков Е.А.

доктор технических наук

Стефанкевич З.Б. кандидат геолого-минералогических наук

ГНПП "Недра" г.Ярославль

Защита диссертации состоится " О^ГМ^Ш)^ 1995 г.

в _ ч в ауд. _ на заседании специализированного

Совета Д 053.27.08 при ГАНГ им. И.М.Губкина по адресу: 117917 г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно познакомиться в библиотеке ГАНГ им.И.М.Губкина.

Автореферат разослан "_"_ 1995 г.

Ученый секретарь специализированного Совета кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Л.П.Петров

- з -

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ РАБОТЫ.

•

Актуальность работы.

Нефть н газ на небольших ч средних глубинах на суше в ловушках антиклинального типа в значительной мере уже разведаны . Рост добычи углеводородов связывается как с освоением нефтяных богатств новых регионов , так и с поисками залежей на больших глубинах. Особое внимание при этом уделяется освоению бурения на глубины 5-7 тысяч м с целью поиска и ввода в разработку глубоко залегающих нефтяных и га1 зовых месторождении. Кроме того , необходимость бурения глубоких скважин обусловливается тем, что по геологическим прогнозам более 40 ч запасов нефти и 55 % запасов газа находится на глубннах свыше 3500 н. Учет закономерностей изменения свойств пород-коллекторов , предвидение возможных аномалий в измененнн коллекторских свойств пород, умение прогнозировать углеводороды на перспективных территориях и определять глубину зон развития пород-коллекторов совершенно необходимы для успеиного проведения поисковых работ и освоения глубокозалегаших месторождений углеводородов.

На территории СНГ имеется ряд перспективных регионов, в которых глубина залегания возможных продуктивных толщ достигает 7-3 км . К ним .например, относятся северные районы России.

Перспективы дальнейшего прироста запасов промышленных категорий связываются с изучением ловуиек в зонах выклинивания , в рифогенных массива* , а также с поиском антиклинальных структур на больаих глубинах , в первую очередь в отложениях силура - ордовика . Областями с наибольшей мои-

ностью осадочных, пород являются впадины Предуральского краевого прогиба и платформенные зоны повышенной тектонической активности в эти* районах. Однако, глубина пробуренных в этих районах скважинах редко превышает' 4001) м. Вот почему изучение разрезов сверхглубоких скважин ( свыше 40110 и)

г

представляет особый интерес. На севере России лишь три скважнны достигли глубины 7000 м. Это Колвинская , Тима-но-Печорская и Тюменская скважины.

Знание закономерностей изменения физических свойств по-

род с глубиной по уникальным сверхглубоким скважинам позволит сделать петрофизическии прогноз развития терригенных пород-коллекторов и пород-покрышек"на больших глубинах.

Целью работы является изучение закономерностей изменения физических свойств горных' пород с глубиной иа основе исследования петрофизических и геофизических данных, сопоставления их с результатами интерпретации сейсиоразведки в геологических условиях севера Тимано-Печорской провинции и Западной Сибири для прогнозирования литологостраткграфнческих разрезов и возможностей нахождения коллекторов нефти н газа в этих регионах.

4

Основные задачи.

1. Исследование физических свойств горных пород ( коэффициента пористости, плотности, а также скорости продольной волны) в зависимости от глубины их залегания в сверхглубоких скважинах.

2. Рассмотрение геологических факторов, влняюиих на процесс

естественного уплотнення пород .

3. Исследование возможности прогнозирования нижних границ развития пород-коллекторов и пород-покрыаек, а также нижних зон возможного нахождения залежей углеводородов.

4. Рассмотрение возможности прогнозирования качества глинистых пород-покрыиек в условиях больших глубин.

5. Повышение надежности привязки сейсмостратиграфических границ к границам изменения акустических жесткостен. синтезированных по геофизическим данным.

Научная новизна.

1 . Установлены количественные закономерности для оггределе-ния изменения физических свойств пород с глубиной для условий северных регионов России, позволявший с учетом отклонений от общеизвестной связи прогнозировать значения коэффициента пористости, плотности и скорости продольных волн на больших глубинах.

2. Предложен способ и критерии оценки флюидоупорного экрана старооскольского горизонта Тимано-Печорскчй сверхглубокой скважины.

3. Установлена возможность привязки сейсмостратиграфических границ к границам акустических жестхостей , синтезированных по данным ГИС.

4. Сделана попытка обосновать возможную глубину нижних границ залегания углеводородов в северных районах.

методика исследований включает : анализ и использование широко применяемых а настоящее время способов определения из-

■менения физически* свойств пород с глубиной ; методы математической статистики; анализ физических . геологических, тектонических факторов условий севера Западной Сибири н Ти-мано-Печорской провинции; изучение и анализ публикаций по проблеме исследований.

«

Практическая ценность работы :

1. Установлены количественные закономерности изменения физтческкх свойств горных пород с глубиной, позволяющие прогнозировать значения физических свойств пород.

2. Получен критерий оценки качества флюидоупора староос-кольского горизонта в Тимано-Печорской провинции.

3. Рекомендованы реперные горизонты для привязки сейсмост-ратиграфичесхих границ к разрезам изученных скважин.

Структура и обьеи работы.

Диссертационная работа общим обьемок 126 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения и содержит 26 рисунков, три таблицы, 95 страниц машинописного текста, 55 библиографических наименований . ' Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю, д.г.-и.н., профессору В.И.Доб-рынику и благодарит за помощь сотрудников отдела Федерального Банка ИГЭ г. Москва и отдела ГИС НИО СГБ ГНПП Ведра г.Ярославль.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ. V

I

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ВЛИЯНИИ УСЛОВИИ ЗАЛЕГАНИЯ НА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД.

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы. определена цель и сформулированы основные задачи исследований .

Первая глава посвяыеиа анализу состояния изученности решаемой проблемы. По литературным данным отмечено, что на видоизменение породы при продолжающемся прогибании земной коры влияют многочисленные факторы : возраст и глубина залегания пород , геотермические условия в земной коре, величина горного давления, солевой режим подземных вод, процессы динамо-метаморфизма и перекристаллизация .

Локальные изменения физических свойств пород могут быть обусловлены осЬбенносгями геологической истории отложений, наличием размывов , длительностью погружения осадков на большую глубину, геотектоническими преобразованиями в различных регионах ( геосинклинали и платформенные области ), цементацией и т.п. Однако , ведумими и определяюцнми являются возраст и характер процесса нагружения .

Многими исследователями (Л.Эзи, В.М.Добрынин, И.Фетт, Н.Б. Вассоевнч и др.) отмечено, что при воздействии вертикальных" колебательных движении земной коры на толау- осадочных пород, достигается такое состояние породы, когда деформация при последующих нагружениях и разгрузках становится пренмушественно упругой.

Однако, обычно в природных терригенных коллекторах с пер-

внчной пористостью, подвергшихся воздействию давления в течение геологического времени , обнаруживается изменение физических свойств не только в процессе механического уплотнения пород , но и как результат воздействия других природных

факторов. Это необратимые процессы преобразования пород,

i ' протекающие в эпигенезе . Они сопровождаются видоизменением

структуры пор и'минерального состава пород , приспособлению слагаюцих их компонентов к новым термодинамическим условиям погружения ; увеличивается плотность н уменьшается пористость , возникают, структуры с большей поверхностью соприкосновения зерен .

Некоторые иследователи отмечают явления растворения обломочных зерен под'давлением и переотложение растворившегося материала в порах песчаных пород ( Абрамова Т.В., Ермолова А.И. и др. ) . В то же время копелиович A.B. выделил процессы, связанные с активной циркуляцией вод , приводящие к выносу веиества за пределы породы. В карбонатных породах образуются трешииы и каверны, происходит перекристаллизация , доломитизация.

Н.М. Страхов связывает изменения в ' минеральном составе осадочных пород также с историей их жидкой фазы.

Таким образом, для описания изменения физических свойств пород в рассматриваемых сверхглубоких скважинах при их уплотнении в условиях высоких давлений и температур, в первой главе выделены следующие основные механизмы преобразования пород - обратимые деформации , необратимые деформации н .механизмы переноса флюидов и тепла .

В работах М.Био и Ф.Гасмана были введены упругие констан-

ты, характерные для обратимых деформации пористых тел - коэффициент сжимаемости скелета породы ^ск , коэффициент сжимаемости пор породы, коэффициент сжимаемости твердой фазы породыкоэффициент пористости Кц.

Некоторые авторы : X. Холл, Л.М.Марморштейн, Ц.Ф.Кнутсон в своих работах предполагают наличие коррелляционной зависимости между сжимаемостью пород и их пористостью. Однако, анализ, проведенный В.М.Добрыниным, показал, что в общем случае для песчано-глинистых пород однозначная связь между сжимаемостью пор и пористостью коллектора отсутствует.Упругие изменения пористости под воздействием давления Р и температуры Т на скелет породы определяется ее сжимаемостью. В связи с этим закономерности в изменении коэффициентов сжимаемости наилн свое выражение в изменениях пористости под воздействием давления Р и температуры Т.

Изменение физических свойств пород под влиянием механических напряжении и температуры в обием случае может происходить в результате как обратимых, .так н необратимых деформаций. Необратимые изменения коэффициента пористости с глубиной значительно превосходят изменения пористости, в результате упругих деформаций и теплового расширения породы.

КоэффициентыУ характеризуют необратимые относительные деформации скелета, пороаого пространства и твердых породообразугаиих минералов в течение геологического времени. Коэффициент ^¿С^назван Добрыниным В.М. коэффициентом необратимого уплотнения пород.

Для практического применения при оценке пористости часто используется уравнение (Добрынин В.М.,1970) :

р1п=Нп-е (..о

показатель при экспоненте о.оыЬ получен по .средним по раз-

£ 5 3

резу значениям плотности осадочных пород Олср=2•5'10 кг/м

£ з ' з

и пластовых ¡кидкостен 0^"! . I • 10 кг/м из равенства :

(1.2)

(б-р} = ^ (5псР- Ьбср^О.ОН!И

к" ■ ' ' •

Гц - значение коэффициент пористости пород на глубине Ь , ' " значение коэффициента пористости в верхней части этого интервала.

Экспоненциальная'зависимость' оказалась удобной для описания процесса уплотнения различных типов осадочных пород.

Изменение плотности с глубиной описывается уравнением (Добрынин В.М.,1970):.

<Ь=0 \ 1 пп (1.3)

где 0(1 ~ плотность породы на глубине Ь

Ьп"0- плотность породы на глубине Ь=0 ,

I/1"0

- пористость породы на^лубине Ь=0. Влияние термобарнческкх условий на скорость продольной волны для несвязанных поритых сред учитывается в теориях И.Иида, Ф.Гасмана, И.Е.Уайта, Р.А.Сенгебуыа.

Б настоящее время невоэмохнр достаточно надежно, с уче-тои геологического времени изучить в лаборатории влияние ни ' одного из названных факторов.

По-видимоиу, единственно возможным в настояыее время яв-

ляется изучение процесса естественного уплотнения осадочных

пород по данным анализа кернов н геофизических исследований. *

Установление закономерностей изменення физических свойств горных пород определенного литологического состава, как функции глубины их залегания позволяет судить о тех необратимых изменениях , которые происходят в породах с глубиной. Обычно строят эмпирические зависимости между глубиной и такими параметрами породы , как пористость, плотность , проницаемость, удельное электрическое сопротивление, скорость продольной волны. Установление обиих закономерностей в изменении физических свойств с глубиной для различных геологических провинций имеет большое значение для регионального прогнозирования на глубинах еще не вскрытых скважинами.

Уравнения , рассмотренные в первой главе далее будут применены для описания изменения пористости , плотности и- скорости продольной волны в сверхглубоких схвахинах.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ:

По литературным данным сделаны следующие выводы :

1.Выделены основные факторы преобразования пород, влияющие на процесс естественного уплотнения.'

2. Рассмотрены модели и параметры , описываюаие напряженные состояния пород.

3. Проведен анализ суыествующего опыта прогноза и оценки изменения физических свойств пород с глубиной.

ГЛАВА 2. ЛНТОСТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗОВ

СВЕРХГЛУБОКИХ СКВАЖИН И ОБЩАЯ ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНОВ ИХ РАСПОЛОЖЕНИЯ.-

Во второй главе дана краткая характеристика геологических

условий Тимано-Печорской провинции и западной Сибири. Даны

«

обшие описания местоположения и изученности районов заложения рассматриваемых сверхглубоких скважин (Колвинской . Тимано-Печорской н Тюменской). При написании главы использовались материалы ' отчета по теме "Обобщение геолого-геофизических материалов сверхглубокого бурения по нефтеносным ' и рудоносный регионам" (Фонькин В.Г. к др., Ярославль,1987) .

Задачами проектирования Колвинской сверхглубокой скважины являлось получение материалов для характеристики глубинного строения территории Колвинского мегавала, изучение перспектив нефтегазоносности ордовик-девонского разреза, изучение вещественного состава и характера его изменения с глубиной, выявление особенностей проявления процессов нефгтегазообразо-вания, установление геологической природы геофизических по-,лей, уточнение привязки к разрезу сейсмических отражающих горизонтов. ' '

Колвннская СГС была заложена на Харьягинской площади,

«

приуроченной к Колвинской нефтегазоносной области , гё общих контурах отвечавшей одноименному мегавалу. В разрезе осадочного чехла присутствуют все нефтегазоносные комплексы, выделяемые в провинции от ордовикско-силурийского-нижнедевонско-го до триасового включительно. Силурийская система сложена преимуыественно карбонатной толией пород. Девонская система представлена всеми тремя отделами. В пределах нижнего отдела

l

Di аргиллиты и кварцевый песчаник трецнноватые. Средний отдел D2 представлен отложеннями афонинского и старооскольско-го горизонтов живетского яруса, сложен терригенными породами. Верхнедевонские отложения D3 присутствуют в обьеме франского и фаменского ярусов. Франский ярус представлен терригенными и карбонатными породами с прослоями битуминозного мергеля. В пределах фаменского яруса известняк кавернозно-пористый нефтенасыыенный, отмечается трециноватость. Каменноугольная система представлена тремя отделами. В нижнем отделе С1 доломиты н известняки местами пористые , кавернозные , нефтенасыиенные.

Отложения С2 и СЗ сложены известняками с глинистыми прослоями. Литологнчески пермская система расчленяется на две толии : нижнюю карбонатную и верхнюю терригенную. Мезозойская эратема Mz представлена триасовой, юрской и меловой системами.

В тектоническом отноиенни Колвинсхий мегавал является восточным ограничением крупного и. сложнопостроенного Печорского авлакогена.

В связи с несоответствием проектного и фактического разрезов нижнего девона ( проетная иоыность -400 м, фактическая -1500 м) н верхнего силура (проектная мощность - 500 м, фактическая - 930 и), скважинам, не вскрыла проектный горизонт и не полностью решила поставленные перед ней задачи.В настоящее время скважина остановлена на отметке 7057 м. В разрезе скважины на глубинах 6 км установлены зоны развития треинно-ватости, чередующиеся с более плотными непроницаемыми породами .

Тииано-Печорская скважина заложена в прнсводовой части Запапно-Соплеского газоконденсатного месторождения на Сред-непечорском поперечном поднятии. При заложении скважины целью бурения являлась оценка перспектив нефтегазоносностн нижних горизонтов среднего девона и силурийско-нижнеде-вонских отложений Среднепечорского поперечного поднятия, образовавшегося на месте обширного ранне- и среднепалеозойско-го прогиба с высоким нефтегазогенераиионным потенциалом.

Породы девонской системы представлены всеми тремя отделами. Нижний отдел сложен карбонатно -глинистыми породами. Средний отдел представлен терригенным разрезом: кварцевые песчаники, алевролиты, аргиллиты. В нижней части, резреза песчаники твердые , плотные, низкопористке, б верхней части разреза в пределах живетского яруса старооскольского горизонта песчаники промышленно газоносны. Верхний отдел 01 представлен известняками органогенно-детритовыии, битуминозными, мергелями в разной степени глинистыми. Наблюдается нефтенасышение по треиинам в виде пятен. По всему разрезу 'отмечена пиритизация , енлицит.

Каменноугольная система представлена известняками , в основном плотными, пропитанными нефтью. Участками отмечаются разнонаправленные треьшнки, заполненные глинистым веществом и кальцитом. Иногда присутствуют пористые разности известняка (выщелачивание).

Более поздние отложения, каменноугольной системы в районе Тимано-Печорской сверхглубокой скважины размыты, что является следствием палеотектонической обстановки в послетур-нейское время в районе Средне-Печорского поднятия. Затек в

нижнепермское время в условиях мелководного морского бассей-

ъ

на создались неблагоприятные условия для осадконакопления.

Породы пермской системы несогласно с размывом перекрывают отложения каменноугольной системы. Разрез преимущественно терригенный, наблюдается треинноватость. В породах присутствует пирит.

На размытую поверхность триасовых отложений несогласно ложатся породы четвертичной системы. Представлены песками, супесями, сугглинкаии.

В современном структурном плане ТПОС располагается на За-падно-Соплеском локальном поднятии, входяцем. в состав Сред-непечорсхого поперечного поднятия, которое является юго-восточным продолжением Печооо-Кожвинского мегавала. В позднепермское время Среднепечорское поднятие было вовлечено в систему формировавшегося Предуральского передового .прогиба. В более общем плане Печоро-Кожвинский мегавал является западным ограничением надпорядковой структуры - Печоро-Кол-вннского авлакогена, входящего в свою очередь в состав Боль-ыеземельского мегаблока Тимано-Печорской эпибайкальской плиты.

Характерной особенностью геологического строения района является широкое развитие разломной тектоники. В пределах Западно-Соплеской структуры серия разрывных нарушений вдоль западного крыла структуры. Глубинный разлом осложняет всю осадочную толиу н подстнлаюиий ее фундамент.

Проектом на глубине 3200 м по данным МОГТ предполагалось вскрыть нижнедевонские отложения - фактически они вскрыты на глубине 6030 м. Скважина проыла по ним 874 м и при забое

6404 м не вышла из них. В разрезе установлена гораздо большая (2874 м) , чем предполагалась (1630 м) мощность терри-генных отложеннй верхнего девона и терригенна карбонатные отложения нижнего девона . •

В связи с значительным увеличением мощности D1-2 скважина при забое 700D м не выполнила задачи, связанные с изучением силурийских отложений.

Первые предложения и обоснование по месту заложения Тюменской сверхглубокой скважины были даны, в марте 1979 г.

Образования палеозоя в Западной Сибири вскрыты многочисленными скважинами. Представлены они широким спектром осадочных, вулканогенно-осадочных и вулканогеных формаций, отлкчаюыихся по ассоциации парод в различных структурно-фор-мационных районах плиты.

юрская система представлена всеми тремя отделами. Баже-новская свита представлена сильно битуминозными глинами слабо карбонатными и кремнистыми. Состав глинистого вещества гиярослюднстый .

Моыность оса.-.очных образ<?ваний мезозой-кайнозойского возраста в северных районах значительно возрастает и в пределах отдельных прогибов составляет более 7000 м. В настояыее время глубокозалегаюшие юрские, триасовые,палеозойские отложения в северных наиболее погуженных частях провинции совершенно не изучены, как в литологическом , стратиграфическом, так и нефтегазоносном отношении, перспективы нефтегазо-носности значительной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции связываются с мезозойскими и палеозойскими отложениями.

Литологнчески отложения меэо-кайнозойского возраста представляют собой рнтмкчное чередование аргиллитов текно-се-рых, почти черйых , алевролитов , песчанмков.

В состав меловой системы входят аргиллиты с прослоями алевролитов и песчаников. Песчаные пласты приурочены , в основном к верхней и нижней частям разреза и содержат промышленные запасы углеводородов.

Палеоген с размывом ложится на нижележащие породы меловой ситемы.

По вопросу геолого - тектонического развития региона имеются различные точки зрения. Большинство исследователей сходится на том. что доплатформенный хомплекс имеет рифтогенную

I

структуру.

Тюменская сверхглубокая скважина располагается 8 Пурской рифтогенной зоне ■ каменноугольного возраста с непроявивыейся стадией инверсионного поднятия.

По схеме платформенного чехла скважина располагается на восточном борту Нижне-Пурского мегапрогиба, в зоне его сочленения с Хадырь - Яхинской моноклиналью, переходящей к востоку в Часельский мегавал. На западе Нижне - Пурский ме-гапрогиб граничит с одноименным иегавалом, в пределах которого находится Уренгойское нефтегазовое месторождение.

В главе даны стратиграфические описания и тектонкчесхие характеристики районов нахождения сверхглубоких скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

I. Обозначены цели и задачи бурения сверхглубоких скважин в Тимано-Печорской про'вннцнн и Западной Сибири.

2. Даны литостратиграфические характеристики разрезов и общие тектонические характеристики районов расположения Кол-вннской. Тимано-Печорской и Тюменской скважины.

3. Рассмотрены и проанализированы геологические особенности каждой из сверхглубоких скважин.

ГЛАВА 3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД С ГЛУБИНОЙ ПО ДАННЫМ ТЮМЕНСКОЙ, КОЛВИНСКОЙ И ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ СКВАЖИН ..

В третьей главе рассмотрены зависимости изменения коэффициента пористости, плотности и скорости продольной волны от глубины для различных литотипов пород. Е трех рассматриваемых сверхглубоких скважинах , в связи с хороыей изученностью по керновыи данным глубин до 3500 м в северных регионах, отбор керна производился с глубин 4ООО м . На поверхность были подняты, главным образом , крепкие сцементированные разности карбонатов, алевролитов и аргиллитов, количество образцов" песчаника недостаточно для установления петрофизических закономерностей. В связи с трудностями отбора керна с больыих глубин , основной обьем информации о физических свойствах пород был получен , в основном , по данным геофизических исследований скважин. Б тех интервалах, где был произведен отбор керна, эти данные сопоставлялись с данными ГИС.

При изучении закономерностей изменения физических свойств участвовали следующие типы пород: аргиллиты, песчаники, известняки.

Изменения коэффициента пористости пород с глубиной в про-

* &--0

Кп =Кп • е

и

где Кп

Кп

цессе погружения и уплотнения описано по экспоненциальному закону:

- значение пористости на глубине И

- значение пористости на глубине Ь=о ^п(С^) - коэффициент необратимого уплотнения б^ср ~ плотность породы средняя

56Ср - плотность пластовой жидкости средняя По фактическим данным были рассчитаны и проанализированы коэффициенты необратимого уплотнения для каждого типа пород по трем сверхглубоким скважинам.

В процессе осалконакопления глины приобраэуются в аргиллиты. Вил зависимости изменения Кп с глубиной для аргиллитов Тимано-Печорской провинции аналогичен некоторым зависимостям, известными из литературы. Отмечаются отклонения зависимостей 1п(кп)=ПЮ от' линии нормального уплотнения глин в сторону увеличения пористости, что обьясняется появлением дополнительной вторичной пористости,возникией в результате растворения н выноса минералов, содержамихся в цементирующей части породы , и его переотложения в нижележамих интервалах ( Б.К. Прошляков, 1965 г.).

В главе опксан характер распределения минеральных типов цемента в разрезах Тимано-Печорской и Колвинской скважин, проанализирован процесс растворения и выноса кремнистых и карбонатных минералов из вышележащих интервалов и осаждение их в нижележаыих, что отражено на графиках 1п(Кп)=П1)).

В разрезе Тимано-Печорской скважины из интервала 2500-40оо м растворенный кремнезем , выделивыийся при пере-

ходе монтмориллонита в гидрослюду и, образовавшийся в результате растворения в глинах обломочных зерен кварца. . переносился в нижележашую часть разреза, закупоривая поры в глинистых породах, а в зоне максимального градиента изменения пористости (3500-4000 м) осаждался в известняках, образуя силицитовые породы разной степени окремненкя, выделяемые "в интервале 3590-3880 м.

Рассчитаны коэффициенты необратимого уплотнения для аргиллитов по данным керна и ГИС: для Колвинской скважины £ пСС.Х )=2б10 МПа в интервале 3800-5500 м ,р п(<С±)=42.9-• 153МПа'в интервале 500-5700 м, для Тнмано-Печорскон скважины 6 п(^,Х )=20-ю МПа в интервале 4000-5600 м, р п(<С,'Ь)=26-

Л -1

- ю МПа в интервале 2200-5600,- для Тюменской скважины в ин-

п""4 о"*- -3 -I

тервале 3700-5500 м р п(С£) = 1б. 4-10 МПа . р п(С,ъ )=34- 10 МПа

в интервале 1000-5500 м. Рассматривая коэффициенты необратимого уплотнения по трем скважинам, видно, что для скважин Тимано-Печорской провинции они примерно одинаковы и г.реБыаа-ют|5п(|£."Ь ) по Тюменской скважине, что отражает большую степень уплотнения пород в древних разрезах посравненига с молодыми.

Аналогичным образом проанализированы изменения Кп по данным керна и ГИС для песчаников, описаны уравнения, параметры уравнений и процессы , повлиявшие иа характер распределения Кп песчаников по разрезу.

Также, по данным керна и ГИС для песчаников рассчитаны коэффициенты необратимого уплотнения. Для Колвинской скважины керновых данных недостаточно для установления связей, ^ п(С,"Ь )=35.5-10*МПа1 в интервале 500-5400 м, для Тнмано-Пе-

, -3 -i rKí . .

•юрской В n&X )"6Z. 5 • i о мпа в интервале 3750-5500 м, j3 nCC.t)«

-i ' , = 30-10 lina в интервале 12¡(0—55<10 м, для Тюкенекой Нп(£7Е )■

-« „^j. -г -i

= 8-10 МПа в интервале 35(10-5200 и, pn(<CVfc)" «26'Ю МПа в интервале Ю00г5600 и.

Учитывая все неясности расхождения графиков изменення пористости с линиями нормального уплотнения и аргиллитов, и песчаников в сверхглубоких скважинах Тимано-Печорской провинции, были сопоставлены зависимости ln(Kn)ef(h) песчаников с аргиллитами.

Б.К. Проиляков сравнивал содержание карбонатных минералов в одновозрастных глинистых и песчано-алевритовых породах в соответствии с лабораторными анализами по глубине. По смыслу отношение средних содержаний растворимой части в песча-но-алевритовых породах к содержанию ее в глинах пропорционально отношению пористости аргиллита к песчанику, определенных по геофизическим данным. По графикам Кп арг./Кп песч. описаны распределения зон выноса и осаждения иинералов подтвержденное описанием минеральных типов цемента согласно лабораторным анализам.

По графикам отноиения Кп арг/Кп песч выделены 4 зоны : По Колвинской скважине:

1 зона - от поверхности до 2200 и начальное уплотнение, равные пористости песчаников и аргиллитов

2 зона - интервал глубин 2200 -3250 и зона растворения и выноса карбонатных минералов пластовыми водами из известняков и доломитов , находящихся в интервале 2000 - 3000 м

3 зона - интервал глубин 3250 - 4000 и, максимальное растворение карбонатных иинералов в песчаных породах н ннтен-

сивное осаждение в аргиллитах 4 зона - интервал глубин 400» - 5500 м , снижение растворимости карбонатных минералов и их выпадение в онде цемента, трещин кальиитизаиин

По Тимано-Печорской скважнне распределение зон по интервалам происходит так:

1 зона - от поверхности до 2500 м не выделяется, т.к. интервал сложен карбонатами • 2 зона - видимый интервал 2500 - 3900 м , зона растворения кремнистых минералов из вышележащей толщи карбонатов

3 зона - 3900 - 5000 м , зона осаждения кремнистых минералов и закупоривание пор в аргиллитах и максимальное растворение карбонатных минералов в песчаниках

4 зона - 5000 - 5 500 м , зона осаждения карбонатных минералов в песчаниках и аргиллитах.

Сделаны выводы о том. что вторые зоны, зоны растворения и выноса минералов , стратиграфически приурочены к верхнему девону, третьи зоны относятся к регионально нефтегазоносным среднедевонскнм отложениям, а покрывающие их аргиллиты являются региональными покрьшкаии.

далее в главе рассмотрены причины, поа влиянием которых происходит уплотнение карбонатных пород.

Рассчитаны коэффициенты необратимого уплотнения ' карбонатных пород Тимано-Печорской провинции : по Тимано-Печорс-

кой скважнне для чистых известняков р п{£,"Ь ) = 1.7-ю МПа а

8 п(

—I -А -1

интервале 2000-4000 м. В п(<£ )=27.6 • ю МПа в интервале

Л«" I -1

1000-4000 и, для глнннстых р п(НГ."С ) = 1.7-10 МПа в интервале

о™" 4. -3-1

2000-5500 м, р П(С,*Ь ) = 3.7-10 МПа В интервале 1900-5600 м ,

по Колвннской скважине для чистых известняков Вп 0СТ,"Ь )«|.7-

-5 -а а -1

■К) МПа в интервале 1800-6600 м, й п (чГ."ь ) =4 0 • И) «Па в интервале 16(10-701)0 м, для глинистых Ь пСС.'Ь )»1 .7-Iо МПа в интервале 900-5300 м. рппл>) =7.1-ю МПа в интервале 2000-6000 и .В главе предложен алгоритм вычисления изменения плотности н скорости продольной волны с глубиной в трех сверхглубоких скважинах по рассматриваемым типам пород, описаны соответствующие уравнения, параметры, статистические характеристики, представлены графики.

В работе предлагаются следующие уравнения для расчета из» <

менення плотности нскорости продольной волны с глубиной: Ьп = Ь^ехр фп («С ±) (Ьпср" срУ ^ • Ь • сЬ^ ) Ур ^р°.ехр(рХ«:;Ь )(баср-ббЧ5У^-Н" ' где ~ эмпирические коэффициенты.

Сделан вывод о том, что для описания изменения плотности пород с глубиной по северный районам России может использоваться единая формула:

ехр(ЗЧ0*^п(Ъ 1) Ь)

Суиествование различных типов пустот ( трещин, каверн) предопределяет трудности при изучении структуры порового пространства. Отмечено, что дифференцированность в значениях Ур с глубиной указывает на развитие вертикальных и косых трещин , а кавернозность в карбонатных породах не отразилась на значения скорости Ур.

Для описания изменения скорости продольной волны с глубиной по всем трем скважинам предложены формулы: для аргиллита Ур =3 .2- ехр(^п(^Г А ) 0.015 Ь-А^) , для песчаника Ур =4.5-ехр(йп(С/Ь) 0.015-Ь-сС,,)

г

Для глиннстых известняков Тимано-Печорской провинции предложена формула :

Ур =4.8-ехр(2.5- ,£)■ Ь)

Согласно распределению значений Ур на графиках

1п(Ур)=ПМ рассмотрено как влияют различные виды пористос-*

ти - треиинная, кавернозная , межзерновая - на величину скорости продольной волны.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3:

1. Предложены алгоритмы вычисления изменений коэффициента пористости, плотности и скорости продольной волны с глубиной в сверхглубоких скважинах для разных литотипов пород.

2. Дан анализ некоторых геологических процессов , влияющих на изменение пористости в терригенных породах Тимано-Печорской провинции.

3. Рассмотрено влияние различных типов пористости на величину скорости продольной волны.

ГЛАВА 4. СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Н ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПО КОЛВИНСКОЙ, ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ И ТЮМЕНСКОЙ СВЕРХГЛУБОКИМ СКВАЖИНАМ .

В четвертой главе описано состояние сейсморазведочных

работ в районах заложения рассматрисаемых сверхглубоких

1

скважин, указаны трудности в стратиграфической привязке сейсмогрании.

Сложное сочетание карбонатов и терригенно-карбонатных отложений н соответственно процессов их генезиса приводит к многочисленным случаям конвергенции и дивергенини. когда одинаковые геологические причины ведут к различным последствиям, и , напротив, когда различные геологические процессы

I

запечетливаются в разрезе практически одинаково.

С целью облегчить распознование стратиграфических и ли-■ тологических границ по геофизическим данным были смоделированы акустические жесткости.

Акустическая жесткость представляет собой произведение плотности на скорость продольной волны Ур - по данным, описайным в предыдуцей главе.

В главе представлены графики акустической жесткости, схемы сейсмологических границ, привязанных к стратиграфическим и литологическии границам.

По Тииано-П'ечорской скважине на графике акустической жесткости на глубине ЮОО м выделена граница, соответствующая подоиве каменноугольного периода , на глубине 1760 и -подоыве елецкого горизонта, на глубине 4980 м - подоыве верхнечикыинской свиты, а также выделены границы , соот-ветствуюиие сейсмогорнзонтам и реперам.

Показаны диапазоны изменения значений акустических жест-костей в зависимости от литологического типа породы. По Ти-мано-Печорской скважине значения акустической жесткости в аргиллитах - (б-&)-10 кг/(с-щ в алевролитах - (10-13)-10 кг/ ' {см),в песчаниках (14-15) - ю' кг/с-м1 , в известняках 1«-ю' кг/Сс-м1). По Колвинской скважине значения акустической жесткости находятся в диапазоне (5-9)-10 кг/(с-м1)в глинистых по-

родах, (9-12)- К)' кг/(с-м'|в песчаниках, в карбонатных породах - (13-17)- 10 к г /(с • м)

Сопоставление фрагмента сейсмопрофиля с графиком акустической жесткости по колвинской скважине в интервале глубин 0-4300 м показывает, что границы акустических хесткостей четко соответствуют границам пластов по сейсмопрофилю.

по Тюменской скважине значения акустической жесткости по всему разрезу не превышают 14 • ю' кг/(с- м^ что входит в диапазон значений для терригенных отложений , согласно значениям по Колвинской и Тимано-Печорской скважинам.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

1. показана возможность привязки сейсностратнграфических реперов к границам, выделяемым по графикам акустических жесткостей, смоделированных по геофизическим данным.

2. Выделены диапазоны изменения значений акустических яест-костей в соответствии с литологичесхии типом породы.

ГЛАВА 5. ВЛИЯНИЕ ТЕКТОНИЧЕСКОГО, ВРЕМЕННОГО И ИНЫХ ФАКТОРОВ НА ИЗМЕНЕНИЕ ПОРОД С ГЛУБИНОЙ.

В главе описаны структурные изменения поровых пространств пород-коллекторов и пород-похрыаек, происходячие при достижении' больших глубин с течением геологического времени и указаны способы оценки качества пород-экранов, сумествуюцие в настоящее время.

Оценка экранирующих свойств пород-покрышек является сложной задачей, т.к. разнообразие физических явлений, влияющих на экраннруюшие свойства пород, а также различие термобарических условий залегания нефти и газа очень часто затрудняют количественную сторону оценки экранирующих свойств покрыиек.

В связи с отсутствием обьективных показателей качества покрыыки, некоторыми исследователями разработаны подходы к определению соотношения между толшино'й покрышки и высотой залежей углеводородов.

В.Н.Добрынин н О.Л.Кузнецов выделили три физические моде-«

ли пород-экранов :

1) Молодые пластинчатые глинистые породы, пластовая темпера-

»

тура Т<70°

2) Молодые пластинчатые глинистые породы, пластовая темпера-

е

тура Т770

3) Сильно метаЪюрфизованные микротреииноватие или плотные терригенные покрыыки в разрезах с аномально низкими

с

•пластовыми давлениями , пластовая температура ТОО . Согласно описанным моделям при изучении покрышек в сверхглубоких скважинах за основу был взят второй тип экранов , где

«

пластовая температура превышает 70 С . Согласно данным термометрии в Тимано-Печорской скважине в интервале глубин

3994—4030 м, соответствующему старооскольскоиу горизонту «

температура Т=78 С.

По методике оценки качества . покрышки, разработанной В.М.Добрыниным и О.Л.Кузнецовым расчитан и определен класс экрана старооскольского горизонта Тимано-Печорской скважины ( по классификации А.А.Ханина эта глинистая покрышка от-

носится к классу В и является надежным экраном) и предложено граничное соотношение надежности Ьзг^4лЬп , где Изг - высота газовой залежи, Ьп - мощность покрышки, а также найдено, что величина термодинамического градиента давления поровых вод составляет (Эр/Эи) =-|л* 1 о"3 мпа/м.

Т.к. глинистая покрьшка старооскольского горизонта имеет региональное простирание в Гимано-Печорской провинции, данные о ее флюидоупорных свойствах могут быть важны при дальнейших исследованиях больших глубин.

Отмечено, что , т.к. согласно описанию керна , аргиллит , поднятый с глубин ниже 4200 м в Колвинской и Тниано-Пе-чорской скважинах, повсеместно трещиноватый, оценка его экранирующих свойств проблематична , вследствии того , что нерешенным остается вопрос об открытости или закрытости треыин В.М.Добрынин и О.К.Кузнецов определили, что при изменении механического напряжения в скелете, а также температуры породы возникает дополнительный вертикальный градиент давления поровых вод - термодинамический градиент давления ( ТДГ ) ( этот градиент давления я/зляется одним из важнейших факторов, ответственных за восходящую и нисходящую фильтрацию поровых вод ) .

В главе описаны известные из литературы факторы образования горизонтов повышенной пористости в глинистых породах (И.Пауэре, З.А.Крнвомеева) к выделен процесс изменения пород под действием фильтрации гидротермальных вод, как основной в образовании коллекторов баженовской свиты Западной Сибири ( согласно Т.А.Ккреевой).

Указано, что многие процессы изменения физических свойств

пород с глубннон в Тимано-Печорской провинции можно объяснить нисходяней фильтрацией флюидов. Примером может служить перенос карбонатного цемента в лесчано-глииистых отло-женнях нисходящей фильтрацией из верхней части разреза в более глубокие слои, т.е. сверху вниз в Колвинской сверхглубокой скважине, а также перенос и осаждение кремнистых минералов в аргнллнтах Тимано-Печорской скважины.

Подчеркнуто, что о том, что фильтрация в этих разрезах была нисходяыей говорит отрицательный знак термодинамического градиента давления, а пиритизация указывает на сушество-вание фильтрации. %

В главе дано обьяснение нахождения области 'стока* поро-вых вод по данным Колвинской и Тимано-Печорской скважины, что подтверждено описанным в третьей главе распределением зон растворения и выноса минералов.

Описаны суиЬствуюиие представления о пределах глубин залегания углеводородов , а также пород-покрыиек и пород-коллекторов ( Коссовская А.Г., Мутов В.Д., Проиляков Б.К.)

Верхним пределом температуры для развития ог адочных пород считают примерно 200 С.

Температурная характеристика геологического разреза должна определять и границу распространения залежей углеводородов.

Согласно литературным источником , на древних платформах с геотермическим градиентом Г=0'.02° С/м температуре 100° С соответствуют глубины около 5000 и. Предположив, что ниже этих глубин вертикальная фильтрация за счет ТГД поровых вод затухает, было рассчитано, что ниже глубины 6500 м (3p/3h)7

ч

должна наблюдаться слабая восходящая фильтрация подземных вод.

В главе сделан вывод , что на основе вышесказанного, большинство залежей углеводородов в разрезах с опнсанным режимом фильтрации находятся до этой отметки. Т.к. эта граница зависит от температурного градиента, в более обшем случае ее можно принять -7000-8000 м.

• ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5 :

1. Предложен способ оценки и критерий качества породы-экрана старооскольского горизонта Тимано-Печорской скважины.

2. Описан механизм изменения .физических свойств пород в соответствии с представлениями о термодинамическом градиенте давления.

3. Предложено обоснование нахождения нижней границы углеводородов.

I **

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итог проведенным исследованиям, необходимо отметить, что изучение закономерностей изменения физических свойств горных пород с глубиной на основе интерпретации, петрофизических н геофизических данных, сопоставление их с результатами интерпретации сейсморазведки по сверхглубоким скважинам Тимано-печорской провинции и Западной Сибири позволяет сделать прогноз литолого-стратиграфических разрезов н возможностей нахождения коллекторов и покрышек нефти и газа на больших глубинах в этнх регионах.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты: " 1 ■

1. Установлены количественные закономерности изменения физических свойств пород с глубиной для условий северных регионов России, позволяющий прогнозировать значения коэффициентов пористости, а также плотности и скорости продольной волны на больших глубинах.

2. На основании анализа н обоыения данных ГНС по сверхглубоким скважинам Ткмаио-Печорской нефтегазоносной провинции подтверждено установленное ранее влияние ннсходяыей фильтрации.флюидов на преобразование пород в процессе эпигенеза , в результате которой происходил перенос растворенных в воде минералов из вышележащих слоев в нижележащие, что приводило к увеличению пористости в верхней части разт реза и .уменьшению ее в нижней части.

3. Рассмотрены факторы , влияющие<на изменение структур пород и пустотного пространства с течением геологического времени.

- зг -

4. Выявлены возможности прогнозирования нижней границы развития пород-коллекторов к пород-покрышек , нижней границы зоны нахождения углеводородов, а также оценено качество пород-покрышек в условиях больших глубин.

5. Рассмотрены возможности привязки сейсмостратнграфичес-ких границ к границам акустических жесткостей. оцененных по геофизическим данным.

Основные защищаемые положения:

1. Изменения физических свойств горных пород с глубиной

( коэффициента пористости, плотности, скорости продольной волны) в условиях северных регионов России.

2. Подтверждено установленное, ранее влияние нисходящей фильтрации флюидов на преобразование пород по данным изменения пористости песчаников и аргиллитов с глубиной в Тииано-Пе-чорской провинции.

3. Предложена оценка положения нижних границ залегания углеводородов в северных районах России в соответствии с понятием о термодинамическом градиенте давления поровых вод.

Публикации. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в'двух статьях:

1. В.и.Добрынин. С.Н.Рудык . Некоторые факторы, влиявшие на существование пород-коллекторов и пород-покрыиек на больших глубинах. - Геология , геофизика и разработка нефтяных месторождений , 1994 , N 12, стр.8.

2. С.Н.Рудык. Изменения пористости аргиллитов с глубиной в Тииано-Печорской, Колвинской к Тюменской сверхглубоких скважинах. - Геология , геофизика и разработка нефтяных месторождений , 1994 , N 7-ю, стр.3.