Изучение глинистых толщ, способных экранировать нефтяные и газовые залежи, имеет большое научное и практическое значение для выявления условий формирования и расформирования залежей, прогнозирования размещения скоплений нефти и газа, а также АВПД в залежи и его сохранения.

Экранирующие способности глинистых покрышек зависят в основном от их проницаемости [3, 7].

В целом глины пластичны, сильно уплотнены, но на глубокой стадии дегидратации они теряют эти свойства и проницаемость их увеличивается благодаря появлению трещиноватости.

Следует считать, что при пористости глин выше критической, когда они находятся в пластическом состоянии, основным фактором, определяющим их экранирующую способность, является поровая проницаемость. В свою очередь, последняя зависит от величины пор, неоднородности минералогического состава глин и некоторых других факторов.

В настоящей статье рассматривается зависимость водопроницаемости глин от их пористости, минералогического состава и степени песчанистости. Для этого были использованы результаты экспериментальных исследований, полученные на установке по формированию искусственных образцов горных пород из паст в камере высокого давления [1].

Брали порошки природных каолинитовой, гжельской, асканской (Эти глины приобретались в минералогическом музее АН СССР.), а также сарматской, майкопской и меловой глин месторождений ЧИАССР. Первые три вида глин (см. таблицу) ориентировочно относятся к трем основным типам глинистых минералов: каолиниту, гидрослюде и монтмориллониту и существенно различаются по величине емкости катионного обмена (Qп).

Неотмытые от природных солей порошки глин затворялись на растворах хлористого натрия с минерализацией, г/л; 230, 23,5, 2,35 и 0,26. Полученные пасты образцов выдерживались в закрытых сосудах не менее одного месяца.

Чтобы исследовать влияние песчанистости на величину проницаемости, в пасты соответствующих глин добавлялось разное количество фракции 0,1 мм. Предварительно песок отсеивался, отмывался дистиллированной водой и высушивался. Приготовленная паста тщательно перемешивалась для равномерного (дисперсного) распределения в ней песка. Исследования проводились при температуре 22±2°С. Так как глинистая паста полностью насыщена водой, то при нагружении к ней можно применять классическую фильтрационную теорию уплотнения грунтов [2]. В эксперименте использовалась пресс-форма, моделирующая условия пласта бесконечного простирания.

Коэффициент водопроницаемости (Кпр) рассчитывался по формуле [5].

где v - скорость перемещения поршней относительно друг друга, м/с; h_i- высота образца, м; Кп_i-пористость образца, %; Pi - давление в пресс-форме, н/м² (Па); m - коэффициент вязкости воды, принимаемый равным 1,01 Н-с/м². Индекс i при соответствующих величинах в этом уравнении показывает мгновенные значения указанных параметров. Использование формулы (1) предполагает, что моделируются условия, когда давление поровой жидкости в образце равно геостатическому. В природных условиях равенство геостатического и гидростатического давления встречается лишь в зонах АВПД при большой мощности глинистых толщ. Кроме того, искусственное формирование глинистых осадков не может полностью моделировать процесс их естественного уплотнения, так как не учитываются время уплотнения, изменение температуры пород с глубиной, условия седиментации и другие факторы. Однако полученные зависимости Кпр глин от других петрофизических параметров в первом приближении могут быть использованы для решения различных геологических задач. На рис. 1 , рис. 2 приведены зависимости Кпр =f (Кп), полученные при изменении минералогического состава глин и количества песчаной фракции в объеме твердой фазы моделей песчано-глинистых пород. Анализ кривых Кпр=f (Кп) для чистых глин разного минералогического состава показывает (см. рис. 1 ), что глины при одинаковой величине Кп можно расположить в порядке возрастания величины их Кпр: асканская- сарматская - майкопская - гжельская - каолиновая - меловая. Это в целом согласуется с показателем Qп и количеством связанной воды (см. таблицу ). Кроме того, отмечается возрастание угла наклона зависимостей Кпр = f (Кп) для глин этого ряда. В общем величина Кпр глин изменяется в диапазоне 10^-9-10^-6 мкм² при Кп =10-60%.

Сопоставление значений Кпр глин разного минералогического состава с Qп при Кп = const показывает, что между этими параметрами наблюдается линейная связь в билогарифмическом масштабе ( рис. 3 ).

На рис. 2 представлены зависимости водопроницаемости глин от их пористости при различном содержании песчаного материала в объеме твердой фазы. Как видно, присутствие песчаной фракции в глинах приводит к возрастанию величины Кпр, причем к несколько большему для монтмориллонитовой глины. В среднем Кпр глин становится на порядок выше при увеличении содержания песчаного материала до 40 % от объема твердой фазы.

Полученные нами данные сравнивались с результатами определения водопроницаемости глинистых пород при естественном уплотнении, выполненными ранее [3, 8]. На рис. 1 (кривая 2) показана зависимость [8] минимальной величины Кпр, соответствующей равновесному уплотнению глин, от Кп. Там же нанесена кривая Kпр = f (Кп), при построении которой была использована зависимость Кпр глинистых пород - покрышек Западно-Кубанского прогиба от глубины [3]. Как следует из рис. 1 , наши экспериментальные данные в общих чертах согласуются с результатами других исследователей. Наблюдается та же тенденция изменения величин Кпр глин от Кп, однако при одном и том же значении Кп показатель Кпр отличается примерно на порядок. Это может быть обусловлено как неточностью расчета некоторых параметров, принятых в уравнении (1), например коэффициента вязкости воды, так и несходством Кпр природных и искусственных образцов глин при одинаковом значении их Кп благодаря различной упаковке глинистых частиц и степени песчанистости породы. В природных условиях глины всегда содержат некоторое количество песчано-алевритового материала. Поэтому последний фактор, вероятно, определяющий. Об этом свидетельствует и сопоставление зависимостей Kпр=f (Кп) кривых 1, 2 на рис. 1 для естественных пород с теми же зависимостями для модельных образцов глин с добавками песчаного материала от 20 до 40% (см. рис. 2 ). Как следует из рис. 1 и рис. 2 , эти зависимости хорошо сопоставляются между собой.

Таким образом, проведенные экспериментальные исследования по формированию образцов песчано-глинистых пород позволили установить характер зависимости между водопроницаемостью и пористостью глин с учетом изменения их минералогического состава (емкости катионного обмена) и содержания песчаного материала. Эти данные могут быть использованы при решении ряда вопросов, касающихся изучения экранирующих свойств глинистых покрышек.

1. Александров Б.Л., Афанасьев В.С., Клапчук Л.В. Установка для формирования моделей осадочных горных пород с автоматической регистрацией параметров. - Изв. вузов. Нефть и газ, 1976, № 1, с. 89-91.
2. Герсеванов Н.М. Основы динамики грунтовой массы. 3-е изд., М.-Л., Госстройиздат, 1933.
3. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Оценка коэффициента водопроницаемости глинистых покрышек в естественном залегании по комплексу геолого-геофизических наблюдений. - Геология нефти и газа, 1974, № 7 , с. 69-74.
4. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев, АН УССР, 1961.
5. Ольштынский С.П. Определение водопроницаемости глинистых осадков при выделении из них порового раствора. - В кн.: Проблемы поровых растворов в геологии. Минск, 1973, с. 226-229.
6. Особенности строения, состава и физико-химических свойств моноионных образцов каолинитовой и монтмориллонитовой глин /Р.И. Злочевская, Г.Г. Ильинская, Г.А. Куприна и др. - В кн.: Связанная вода в дисперсных системах. М., 1972, с. 5-25.
7. Прозорович Г.Э. Покрышки залежей нефти и газа. - Труды ЗапСибНИГНИ, М., вып. 49, 1972, с.
8. Niagara К. Permeability considerations in generation of abnormal pressure. "Society of Petroleum Eng. Journal", 1971, v. 11 № 3, p. 236-242.

Поступила 25/VIII 1980 г.

Таблица

Характеристика минералогического и фракционного состава глин, использованных для формирования искусственных образцов

Примечание. * - по данным [4]; ** - по данным [6].

Рис. 1. Экспериментальные зависимости Кпр от Кп для глин различного минералогического состава и геологического возраста.

Глины: а - монтмориллонитовая, б - сарматская, в - майкопская, г - гжельская, д - каолиновая, е - меловая; минерализация насыщающей воды (м)=0-23,5 г/л. Кривые: 1 - Кпр= f(Кп), при построении которой использованы данные [3]; 2 - зависимости минимальной величины Кпр, соответствующей равновесному уплотнению глин, от Кп по данным [8]

Рис. 2. Графики экспериментальных зависимостей величин Кпр от Кп для глин с различным содержанием песчаной фракции

Рис. 3. График зависимости Кпр от Qп для глин различного типа.

Кп,% : а - 10; б - 20; в - 30; г - 40