Файл: Прошляков, Б. К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа.pdf

1600 м. Породы были подобраны таким образом, что содержа­ ние карбонатного материала в них не превышало 5%, а суммар­ ное содержание цементирующей части составляло не более 15%. Коэффициент отсортированное™ (S0) определялся по кумулятив­ ной кривой известным методом квартилей. Отсортированность тем выше, чем меньше величина 50. Для идеально отсортиро­ ванного обломочного материала 50 равно 1.

Графическая обработка аналитических данных показала, что во всех трех отмеченных районах между проницаемостью и отсортированностью существует прямая полулогарифмическая за­ висимость (рис. 47).

Следует особо подчеркнуть, что на различных глубинах соот­ ношения между коэффициентами отсортированное™ и проницае­ мости (£Пр) неодинаковы при прочих равных условиях. Чем бол’ ше глубины залегания (и, соответственно, степень уплотне­ ния) породы, тем ниже ее проницаемость при равных значениях коэффициента отсортированности. Это становится понятным, если учесть, что в процессе уплотнения изменяется упаковка обломочных частиц. Например, при смене кубической упаковки на плотнейшую ромбическую диаметр поровых каналов суще-

ственно сужается. Как показали расчеты применительно к моде­ ли, состоящей из одинаковых шаров, такое изменение упаковки сопровождается сокращением диаметра поровых каналов в 2,93 раза. Согласно формуле Слихтера

где d — диаметр шаров в см; ks — коэффициент упаковки, о п р е ­ деляющий величину пористости. Отсюда следует, что проницае­ мость прямо пропорциональна квадрату диаметра шаров (и со­ ответственно радиусу пор).

В зоне глубоких вторичных изменений пород (2500 м и глубже) связи проницаемости с отсортированностью обломочных частиц в Прикаспийской впадине, Восточном Предкавказье и Южном Мангышлаке не наблюдается вообще. Такая же карти­ на наблюдается и в кварцевых песчаниках регенерационной

Таблица 16 структуры в Волгоград­ ской области, залегаю­

щих на глубине 3000 м и более.

В мезо-кайнозойских

песчано-алевритовых по­ родах Прикаспийской впадины (Хобдинский, Блактыкульский, ЮжноЭльбенский районы) й Мангышлака (месторож­ дение Узень) на глуби­ нах 800—1600 м при со­ держании карбонатов до 5% существуют вполне определенные количест­

венные соотношения между проницаемостью и отсортированностыо обломочного материала (табл. 16).

Несомненна также связь проницаемости с медианным раз­ мером (Md) обломочных зерен, впрочем, точнее, зависимость проницаемости от диаметра поровых каналов. Известно, что чем крупнее обломочные частицы, тем больше диаметр поро­ вых каналов в обломочной породе. В нашем конкретном слу­ чае большему среднему диаметру частиц соответствует в об­ щем и большая проницаемость. Этот фактор, как и многие дру­ гие, проявляется на различных глубинах неодинаково.

На материалах по Северному Предкавказью нами (1957) было установлено, что в узких интервалах глубин существует прямая зависимость между медианным диаметром и величи­ ной проницаемости. При равных Md более проницаемыми ока­ зываются породы, залегающие на небольших глубинах. Ко­

118

личественное соотношение этих параметров не дает четкой за­ висимости на графиках вследствие влияния других факторов. Чтобы исключить их воздействие, подбирались образцы с при­ мерно одинаковым содержанием растворимой (в 6%-ной НС1) части и близким содержанием глинистого материала; кроме того, образцы группировались по глубинам. В результате ока­

ряется.

Анализ литологических особенностей и физических свойств пород позволяет считать, что отмеченные выше закономерные связи подобным же образом должны проявляться и в других нефтегазоносных районах, в частности в Тюменском и Ферган­ ском, а также в мезозойских и кайнозойских отложениях Русской платформы. В палеозойских отложениях Русской плат­

1Ю

формы, залегающих глубже 2000 м, связь между проницае­ мостью, с одной стороны, медианным диаметром и коэффициен­ том отсортированности — с другой, должна быть выражена слабее вследствие того, что породы здесь претерпели глубокие катагенетические изменения. С полной достоверностью это от­ носится к девонским песчано-алевритовым породам Урало-Вол­ жской нефтегазоносной провинции.

Существенно влияет на проницаемость обломочных пород цементирующий материал, представленный, как отмечалось выше, в основном глиной и кальцитом. Известна следующая об­ щая закономерность (А. А. Ханин, 1951, Б. К. Прошляков, 1958, 1966 ц др. )— чем больше цемента, тем ниже проница­ емость, и наоборот. От этого общего правила имеется, однако, много отклонений, определяемых составом и структурой це­ мента, его гидрофильностью или гидрофобностью, глубиной за­ легания пород и некоторыми другими менее важными факто­ рами.

Глинистые минералы обладают различными физико-хими­ ческими свойствами, поэтому их присутствие влияет на прони­ цаемость неодинаково.

Минералы группы гидрослюд и каолинита относительно слабо набухают в воде, а монтмориллонитовые легко набухают и сильно увеличиваются в объеме, кроме того, последние, как и типичные коллоиды, обладают большой адсорбционной спо­ собностью, порядка 50—150 мг-экв/100 г. Значительно ниже ад­

верхности катионы, такие как гидроокислы железа, карбонаты кальция и др. Глины также способны адсорбировать газ. Этот процесс сопровождается снижением сечений поровых каналов. К такому же результату, только более резко выраженному, приводит и набухание глинистых минералов. Являясь цементом песчано-алевритовых пород, глинистый материал, таким обра­

(фракция 0,05—0,5 мм) при добавлении различных глинистых минералов снижалась от 60,3056 Д до величин, приведенных в табл. 17.

А. А. Ханин и О. Ф. Корчагина (1949), исследовавшие влияние монтмориллонитовой глины на проницаемость песка, установили, что в смеси, состоящей из песка (фракции 0,15— 0,25 мм) и 5%' монтмориллонита, при 5% влажности проница­ емость снижается в 12 раз, а при 15% влажности — в 35 раз по сравнению с чистым песком.

Как уже отмечалось, мезозойские отложения Прикаспийской впадины Восточного Предкавказья и Мангышлака содержат

120