Прогноз коллекторов на больших глубинах (>4,5 км), не вскрытых бурением, - сложная комплексная проблема, решение которой требует учета генетической сущности многофакторных процессов превращения осадков в породу. Современная технология прогноза фильтрационно-емкостных, изолирующих и других физических свойств различных литотипов пород, разработанная в ИГиРГИ, основывается на оценке:

Успешное развитие комплексных работ по прогнозированию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород на больших глубинах стало возможным благодаря основополагающим трудам ИГиРГИ (Г.И.Теодорович, С.Г.Саркисян, Е.А.Барс, Л.А.Гуляева, К.Р.Чепикова, Л.А. Шрейнер, Н.Н.Павлова и др.) и других коллективов.

Тип коллектора и фильтрационно-емкостные характеристики являются производным первичных параметров и последующих постседиментационных преобразований и тектонических процессов. Многообразие постседиментационных преобразований большинством исследователей сводится к воздействию на породу пяти физико-химических процессов: трансформации минералов - преобразования под влиянием изменения рН, Eh, концентраций и парциального давления поровых растворов с сохранением первичного структурного типа кристаллической решетки; растворения минералов с замещением их новыми твердыми фазами; хемогенного осаждения минералов из поровых вод и гидротермальных растворов; образования коллоидных растворов оксидов и гидроксидов кремния, алюминия, железа, марганца; осаждения из коллоидных фаз с появлением новообразованных минералов.

В результате названных процессов первичные седиментационные структуры породы претерпевают изменения формы, поверхности зерен и их размеров за счет сокращения или увеличения палеоемкости. Одновременно с воздействием на породу физико-химических процессов интенсивное влияние оказывают физико-механические процессы, такие как уплотнение, трещинобразование. Следствием воздействия первого процесса являются переориентировка частиц, изменение упаковки зерен, сокращение емкостного объема. Большое влияние на ход и интенсивность постседиментационных преобразований оказывают гидрохимические обстановки, особенно их смена. Обязательный этап прогнозирования - оценка интенсивности постседиментационных процессов, установление их стадийности, выявление парагенетической последовательности минералообразования в терригенных и карбонатных породах-коллекторах, а также соотношения постседиментационных процессов, улучшающих и ухудшающих фильтрационно-емкостные характеристики, и затем прогнозирование их на глубину с учетом геотермического и палеогеотермического градиентов.

В ИГиРГИ в последнее десятилетие продолжались экспериментальные работы по моделированию деформационного поведения различных литологических типов пород в условиях равномерного и неравномерного объемно-напряженного состояния и высоких температур основных нефтегазоносных комплексов Прикаспия, Западной Сибири, Тимано-Печоры, Волго-Урала и некоторых зарубежных стран.

В процессе деформации в условиях неравномерного объемно-напряженного сжатия при определенном уровне деформирующих напряжений в породах развивается разуплотнение, которое отражается в виде микро- и макротрещиноватости, межзернового скольжения, переориентировки зерен, разрыхления структуры. Экспериментально установлено [2], что абсолютные значения прироста пустотного пространства вследствие деформации максимальны у карбонатных пород - до 10-20%, у песчано-алевритовых прирост емкости колеблется в пределах 0,6-6 %. Поэтому, при прогнозе коллекторов на больших глубинах, необходима оценка пород разреза определенной тектонической зоны по возможной интенсивности трещинообразования.

Для карбонатных пород связь пористости с глубиной прослеживается менее четко, чем для терригенных. По данным зарубежных исследователей для древних карбонатных отложений пермского нефтегазоносного бассейна США увеличение эффективной пористости на глубинах 4500-5500 м и для пород кембрия - ордовика составляет от 4 до 8 %, для отложений девона - карбона на глубинах 4600-5100 м - от 12 до 18 %. В Прикаспийской впадине на глубине 5000 м на Карачаганакском месторождении средняя открытая пористость карбонатных палеозойских пород достигает 11-12 %, на Тенгизском, при аналогичных глубинах центральной части массива, она несколько ниже 5 %. По результатам статистической обработки связи среднего коэффициента пористости с глубиной для карбонатных пород, проведенной Т.В.Дмитриевской и другими, установлено, что с глубины 4 км возникает тенденция увеличения диапазона изменений средних значений коэффициента пористости от 3 до 25 % и ниже до глубины 8 км отмечаются стабильные единичные значения коэффициента пористости, составляющие 8-10 %.

Наиболее благоприятными седиментационными условиями формирования первичных коллекторов являются обстановки прибрежной зоны открытого моря с высокой гидродинамической активностью водной среды, нормальной соленостью, в которых образуются аккумулятивные формы подводного палеорельефа типа отмелей, рифов, биогерм, биостром, банок и др. Высокоемкие поровые коллекторы (>7-10 %) приурочены к раковинным, онколитовым, оолитовым песчаникам, биоморфным и органогенно-детритовым, органогенно-обломочным известнякам.

Обстановки удаленных частей шельфа и бассейновых фаций формируют более низкоемкие коллекторы - менее 3 %. Особенно низкими поровыми емкостями обладают хемогенные известняки и доломиты, в частности строматолитовые разности, со средним коэффициентом пористости 0,8 %. Это обусловлено малыми размерами первичных межзерновых, внутри - и межфрагментарных пор и каналов фильтрации. Особое положение занимают обстановки приливно-отливной зоны морского бассейна, для которых характерно наличие следов субаэральных обстановок - зон повышенной активности процессов кальцитовой цементации, доломитизации, сульфатизации и выщелачивания. В результате этих процессов даже на стадии диагенеза осадка образуется пустотное пространство сложной конфигурации - каверны и поры лапчатой, щелевидной формы. По мере литификации осадка и погружения породы первичное пустотное пространство сокращается в объеме.

• ухудшающие первичные ФЕС - грануляция, механическое уплотнение, сплошная перекристаллизация, инъецирование пустотного пространства битумным, битумно-глинистым, битумно-баритовым, битумно-кремнистым веществом;
• улучшающие первичные ФЕС - растворение (выщелачивание), карстообразование, разуплотнение и трещинообразование;
• смешанные - доломитизация, окремнение, кальцитизация, пятнистая перекристаллизация.

В условиях неравномерного объемно-напряженного состояния при эффективности напряжения более 40-50 МПа проявляется способность пород к остаточной деформации, при эффективных напряжениях 100 МПа деформация может достигать 20-25 %. Рост разуплотнения карбонатных пород увеличивается в три раза в условиях равных эффективных напряжений при насыщении пород углеводородным флюидом. В результате изучения прочностных показателей карбонатных пород платформенных и краевых прогибов установлены наибольшие абсолютные значения прироста объема пород до 10-20 %. На основе статистической обработки экспериментальных данных разуплотнение 1-3 % в результате деформации типично для доломитов Тенгиза и Дичжонской впадины Китая (рис.1). Биоморфно-детритовые известняки и спонголиты Тенгиза характеризуются деформационным разуплотнением 4-9 % (рис.2), а у некоторых других литотипов известняков оно достигает 16 - 20 %. Проницаемость при этом может увеличиваться от 70 до 150 %.

Выявленные зависимости изменения ФЕС с глубиной позволяют прогнозировать наличие средне- и низкоемких (1-7 %) преимущественно каверново-трещинных и трещинных коллекторов в отложениях верхнего девона Тенгиза до глубин 6,5-7 км. По данным изучения деформационных характеристик карбонатных пород Карачаганакского месторождения установлено, что на глубинах 8 км при неравномерном объемном сжатии породы испытывают эффект разуплотнения с приростом объема пустотного пространства к исходному от 0,2 до 3,5 % и увеличением проницаемости.

Для карбонатных пород палеозоя районов Астраханского Прикаспия прирост объема пустотного пространства в результате приложения неравномерно напряженного сжатия достигает 2,8 %, отмечается повышенная сжимаемость пород под влиянием высокого порового давления. При этом в зонах широкого площадного развития долговременных перерывов осадконакопления на карбонатном мелководном палеошельфе прогнозируется развитие каверново-порово-трещинных типов коллекторов.

Прогноз типов коллекторов на больших глубинах в терригенных нефтегазоносных комплексах в последние годы осуществлялся для востока и юго-востока Прикаспийской впадины [3], севера Западной Сибири [1], Дичжонской впадины Китая, северной прибортовой зоны Прикаспийской впадины и др.

Комплекс экспериментальных исследований, проведенный нами для песчано-алевритовых пород нижнего мезозоя Ново-Уренгойской сверхглубокой скважины, подтвердил прогноз ФЕС пород, сделанный ранее [1]. В частности, в интервале глубин 5623 - 5646 м встречены горизонты песчано-алевритовых пород, носящие явные следы разуплотнения. Открытая пористость этих пород изменяется в пределах 6,65-9,85 %, эффективная пористость 1,06-3,26 %. Изменение проницаемости песчано-алевритовых пород нижнего мезозоя Уренгойского района показало, что на фоне проницаемости пород менее 10^-15 м² в интервале глубин 3545-4815 м наблюдаются горизонты с проницаемостью, колеблющейся в пределах (11-71,9) х 10^-15 м². Величина газопроницаемости песчаников из интервала 5636,6-5646,4 м в атмосферных условиях достигает 65 х 10^-15 м² при открытой пористости породы 4,99 - 6,82 % и объемной плотности 2,50-2,49 г/см³.

При моделировании глубины залегания пород проницаемость снизилась до 5 х 10^-15 м². Деформация объема e_V при неравномерном объемном сжатии s_i 144-281 МПа изменяется в пределах 0,11-1,12 %, коэффициент предельного разуплотнения Кvic достигает 0,66 %.

Структура порового пространства отличается крайней неоднородностью - наличием капиллярных и более крупных межзерновых пор, а также субкапиллярных пор, в основном сосредоточенных в пределах сильно измененных глинистого цемента, обломков минералов и пород.

Емкостное пространство характеризуется также наличием в песчаниках микростилолитовых швов (глубина 5638,5 м и др.) с высотой зубцов 2,75-3 мм, максимальная толщина разуплотненного участка шва в вершинах зубцов - 0,3 мм. Располагаются подобные образования в породах с интенсивным скоплением микрозернистых кварцитов и измененных полевых шпатов (плагиоклазов). Утолщения швов заполнены продуктами изменения биотитов - хлорито-гидрослюдистыми агрегатами с включениями непрозрачного титаномагнетита, игольчатых выделений рутила. Кроме того, субкапиллярные поры отмечаются в глинистых оторочках вокруг зерен в прилегающих к стилолитовому шву участках. Изложенные и другие исследования позволили авторам прогнозировать существование низкоемких порово-трещинных типов коллекторов в нижнемезозойских отложениях северных районов Западной Сибири.

Относительно небольшие величины разуплотнения (2-5,3 %) в условиях неравномерных объемов сжатий зафиксированы в более молодых третичных аркозовых и полимиктовых мелкозернистых песчаниках (рис.3, кривые а) и крупно-мелкозернистых алевролитах (рис.3, кривые б) Дичжонской впадины. Выявленная способность пород к разуплотнению обусловливает усиление фильтрации минерализованных пластовых флюидов, что объясняет формирование вторичного емкостного пространства и позволяет прогнозировать существование низкоемких поровых и трещинно-поровых коллекторов в третичных отложениях Дичжонской впадины на глубине до 6-7 км при сохранении аналогичных фациальных, литологических и тектонических условий.

Авторам представляется, что механизм формирования зон и горизонтов разуплотнения пород имеет несколько аспектов. Первый - тектонофизический, выраженный проявлением неравномерного напряженного состояния недр; второй - дегидратация пелитовых пород, так как отжатая пресная вода отличается большей растворяющей способностью и влияет на появление микротрещин за счет возникновения флюидоразрыва; третий - агрессивность флюидов, насыщающих породу, которая с увеличением термобарических параметров возрастает и обусловливает формирование зон растворения в земной коре.

Изложенное показывает, что характер изменения ФЕС пород с глубиной является производной большого числа параметров, влияние каждого из которых изучено относительно хорошо, однако суммарное воздействие всех параметров крайне усложняет прогноз и может снижать его достоверность. Внедрение технологии прогноза различных типов коллекторов на больших глубинах повысит в перспективе эффективность поисковых работ на нефть и газ, а совершенствование этой технологии даст толчок к решению ряда фундаментальных проблем, таких как влияние физико-химических процессов на изменение физических свойств горных пород и формирование зон разуплотнения в земной коре.

1. Зонн М.С., Дзюбло А.Д. Коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири. - М.:Наука, 1990.
2. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. - М.: Недра, 1975.
3. Прогноз нефтегазоносности подсолевого палеозоя востока и юго-востока Прикаспия /Н.А.Крылов, А.А.Аксенов, В.П.Авров и др.- М.: Наука, 1992.

The method of reservoirs forecast at great, undrilled depths is given in the article. This problem decision needs consideration of genetic origine of multi-factor prosseces of deposits transformation into rocks. Forecast of initial sedimentary conditions of reservoir and seal rocks formation for every region is carried out on the base of regional paleogeographic investigations. Matter content and structure are forecasted on the base of generalization of oil and gas complexes formational structure, sedimentational envirements hydrodynamics study and analysis of detritus saurces matter content, thier distance from sedimentary basins and paleorelief morphology. Reservoir type and its holding-filtrational characteristics are derivatives of initial parameters and subsequent post-sedimentary transformations and tectonic processes. Phisical-chemical processes cause form and grains surfaces transformation at the account of paleo-holding capacity decrease or increase. Besides, phisical-mechanical processes (such, as compression, jointing formation) influence the rock intensevely. Hydrochemical envirements, and specially their change, influence the rock too. Experimental works on modeling of deformational conduct of different lithological types of rocks under conditions of even and uneven volume - tense state and high temperatures showed, that decompression develop in rocks under definite level of deforming stresses. Experiments proved, that carbonaceous rocks are characterized by maximum values of cavity space increase, caused by deformation. Coastal zone of open sea is the most favotire for initial reservoirs formation. At distant parts of the shelf reservoirs with low holding capacity form. Processes of granulation, total and spotted recristalization, liching, dolomitasation, silification and calcitization and jointing take part in formation of secondary cavity space. There are several aspects in the mechanism of decompressional zones and horizonts formation. The first aspect is the tectonic-phisical one, the second one is connected with pelite rocks dehydrotation, the third one - with aggressiveness of waters, which saturate the rock. Waters activity rises with thermobaric conditions increase and causes dissolving zones formation in the earth crust. Thus, the way of holding- filtrational characteristics change with depth increase is the derivative of many parameters. Their integral influence considerably complicate the forecast. Introduction of technology for different reservoir types forecast at great depths will rise the effecteveness of oil and gas prospecting works. Improvment of this technology will contribute to resoving of some thorough problems such, as phisical-chemical processes influence at the chage of phisical features of rocks and decompressional zones formation in the earth crust.

1 - доломит, Лю=Ду, скв. 16, 4201 - 4260 м; 2,3 - доломит, Тенгиз, скв. 16, 4943 - 4953 м (2) и 4821 - 4823 м (3); деформация, %: e₁-продольная, e₂ - поперечная, e_V - объемная; s_он- всестороннее объемное сжатие; s_I - избыточное продольное напряжение

1 - карбонатно-кремнистая порода - спонголит, Тенгиз, скв. 16, 4876-4882 м ; 2 - биоморфно-детритовые, водорослевые, Тенгиз, скв.44, 4291-4298 м; остальные усл. обозначения см. на рис.1.

1- песчаник мелкозернистый, Цу, скв.21, 3857-3862 м; 2 - алевролит крупно-мелкозернистый, Лю-Лу, скв.425, 3456 -3459 м ; остальные усл. обозначения см. на рис.1