Зависимость коллекторских свойств и состава пород от глубины залегания впервые на большом представительном материале (мезозойские породы Предкавказья) была обоснована в 1960 г. Б.К. Прошляковым. Им было установлено: 1) с увеличением глубины залегания пористость всех терригенных пород снижается, однако уплотнение различных типов пород происходит с неодинаковой интенсивностью; 2) на глубине свыше 3 км в связи с процессами эпигенеза (катагенеза) в песчано-алевритовых отложениях наблюдается очень широкий диапазон изменения пористости и проницаемости даже в однотипных породах; 3) с увеличением глубины залегания пористость сокращается быстрее, чем проницаемость; 4) цементирующий материал очень сильно влияет на проницаемость терригенных пород: на большей глубине залегания пород их проницаемость сохраняется при условии уменьшения в них цемента. В дальнейшем в России и за рубежом были опубликованы десятки работ по данной проблеме, но выводы Б.К. Прошлякова остаются незыблемыми.

В связи с большой важностью проблемы и необходимостью решения задач прогноза коллекторских свойств терригенных пород на больших глубинах нами по методике (Резников А.Н., Назаренко B.C., Хрупина М.В., 1998) были исследованы корреляционные зависимости открытой пористости и проницаемости песчаников от комплексных геолого-геохимических параметров: экспоненциальной геохронотермы (ЭГХТ) Et, экспоненциального хроноградиента уплотняющего давления (ЭХГУД) Е_B и условного показателя динамокатагенеза (УПДК) Д.

В табл. 1 приведена характеристика исходного материала, включающего данные по 708 залежам нефти, газа и газоконденсата, приуроченным к разновозрастным терригенным горизонтам (от плиоцена до кембрия) зоны катагенеза. В результате множественной корреляции получены следующие уравнения:

где m_о - открытая пористость, %; k - абсолютная проницаемость пород, 10^-3 мкм²; т, k - расчетные значения пористости и проницаемости соответственно.

Определение весовых значений факторов показало, что для преобразования пористости (уравнение (1) роль фактора УПДК первостепенна (-55,12 %), на втором месте находится ЭХГУД (-41,34 %) и на третьем - ЭГХТ (3,54 %), т.е. на пористость песчаников в зоне катагенеза отрицательно влияют степень тектонодинамической возбужденности и уплотняющее давление и положительно - длительное воздействие высоких температур.

В преобразованиях проницаемости (уравнение (2) на передний план выступает фактор ЭХГУД (-63,82 %), далее следуют факторы УПДК (-23,82 %) и ЭГХТ (-12,36 %).

Уравнения (1) и (2) характеризуются совокупными коэффициентами корреляции 0,72 и 0,65 и среднеквадратичной погрешностью 24 и 20 % соответственно, т.е. могут использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости (m_о) и проницаемости (k) песчаников в зоне катагенеза. Фактор ЭХГУД оказывает явное тормозящее противодействие процессам глубинной коррозии зерен полевых шпатов, кварца и растворения цементирующего вещества, которые инициируются высокими температурами. Рост ЭХГУД отражает смыкание первичных и вторичных пустот. Влияние УПДК сказывается на процессах более плотной упаковки зерен и способствует ухудшению пористости и проницаемости. Однако данные уравнения отличаются недостаточно тесной связью переменных, что обусловлено наличием в использованной выборке межгранулярных терригенных коллекторов различного генезиса. Более корректно было бы составить ряд уравнений множественной корреляции для каждого генетического типа терригенных коллекторов, например для кварцевых, полевошпатовых, полимиктовых, крупно-, средне-, мелко-, разно- и тонкозернистых. Фактические данные, использованные для расчета вероятностно-статистических моделей, взяты главным образом из справочника [1]. Привлечены также материалы из работ Р.С. Олсен (1983), Э.А. Манчини (1984, 1985), С.Д. Бёрли (1986), К.В. Джинса (1986), А. Лоной (1986), М.Б. Хеирова, А.Г. Сеидова (1987), Дж.К. Уилсона и Е.Е. Мак-Брайда (1988), Дж.Р. Глаэмана (1989), С.А. Диксона, Д.М. Саммеррса (1989), С.И. Джонсона, К.Дж. Шенка, Д.Л. Андерса (1990), Л.Ф. Джансы и В.Х.Н. Урреа (1990), С.Н. Эренберга (1990) и др. Во многих регионах на больших глубинах отмечались интервалы распространения терригенных коллекторов с аномально высокими значениями открытой пористости и проницаемости. Однако до сих пор отсутствовали четкие количественные критерии их выделения. Авторы предлагают применять для этой цели уравнения (1) и (2). Если превышение коллекторских свойств пород более среднеквадратичных погрешностей этих уравнений, то песчаники могут квалифицироваться как коллекторы с аномально высокими свойствами. В табл. 2 приведены 35 примеров таких коллекторов. Для их выделения предлагается рассчитывать относительные параметры пористости (Sm_о) и проницаемости (Sk):

В зависимости от глубинных условий и состава песчаников значения Sm_о варьируют от 1,11 до 75,00, a Sk - от 1,27 до 120,00. Крупное исследование закономерностей уплотнения плиоценовых песчаников осадочно-породных бассейнов (ОПБ) Вентура (Калифорния) провели Дж.К. Уилсон и Е.Е. Мак-Брайд [4]. В этом регионе максимальные палеоглубины плиоценовых отложений были в среднем на 3020 м глубже, чем современные (522-3550 м). Уплотнение песчаников формаций Пико и Репетто явилось результатом давления перекрывающих отложений. Тектонический стресс обусловил генерацию трещиноватости с полостями шириной до нескольких сантиметров, влияние температуры на уплотнение было лимитировано повышением давления растворения, что привело к росту растворимости кварца, полевых шпатов и других силикатных минералов. Уплотнение за счет массы перекрывающих отложений привело к более закрытой упаковке зерен, измеряемой на основе контактного индекса (среднее число контактов между зернами) и индекса плотной упаковки (среднее число удлиненных, зубчатых и изрезанных контактов между зернами). Механизм потерь наибольшей части первичной пористости определялся скольжением соседних зерен в точках контакта для достижения более плотной упаковки. Этот процесс начался на небольших глубинах и продолжался в ходе дальнейшего погружения до исчезновения углов зерен в результате растворения под давлением. В наиболее глубоко залегающих песчаниках (палеоглубины 5200-6600 м) примерно половина объема начальной пористости была потеряна за счет переупаковки зерен, а одна четверть - за счет растворения под давлением и деформации пластичных зерен, в том числе и изгибов пластинок слюды. Уплотнение оставило наиболее явные следы в песчаниках с обилием слюд и фрагментов пластичных пород.

Качество резервуаров определяет как первичная, так и вторичная пористость в интервале палеоглубин 3500-6500 м. Первичная пористость доминирует, однако вторичная пористость отмечается даже в образцах с минимальных глубин. Вторичная пористость, составляющая 20-40 % общей пористости, сформировалась за счет частичного или полного растворения зерен. Трещинная емкость могла составлять до 1/3 общей пористости. Наряду с приведенными выводами данных авторов необходимо отметить следующее. Нефтенасыщенный образец песчаника с глубины 3332 м (палеоглубина 6350 м) имеет общую пористость 24,0 %, в том числе первичную - 16,5 %, вторичную - 7,5 %, его зерна на 39,5 % состоят из кварца, 19,5 % - из полевых шпатов и 10,0 % - из фрагментов непластичных пород, цемент представлен кальцитом (2,5 %), слюды всего 0,5 %. Водонасыщенный образец песчаника, залегающего немного глубже (современная и палеоглубина соответственно 3463 и 6480 м), отличается низкими коллекторскими свойствами - полная пористость - 7,5 %, в том числе первичная - 6,0 %, вторичная - 1,5 %, содержание кварцевых и полевошпатовых зерен одинаково (27,5 %), фрагментов непластичных пород, цементирующих веществ и слюд значительно больше - соответственно 16,5, 7,5 и 3,0 %. Относительный параметр пористости Sm_о = 7,5/14,0 = 0,54. По-видимому, нефть в заметной мере консервирует поровое пространство и препятствует отложению кальцитового цемента.

Весьма показательно сравнение двух образцов (нефте- и водонасыщенного) песчаников верхнеюрской формации Пайпер опущенного блока нефтяного месторождения Тартан Североморского бассейна (Бёрли С.Д., 1986). Нефтенасыщенный образец (глубина 3847 м) характеризуется следующими параметрами: средний размер зерен - 0,48 мм, общая пористость -14,4 %, межгранулярная - 11,4 %, пористость растворения - 2,6 %, микропористость - 0,4 %. У водонасыщенного образца (глубина 3940 м) средний размер зерен - 0,92 мм, общая пористость - 6,3 %, межгранулярная - 4,7 %, растворения - 1,4 %, а микропористость не обнаружена. Следовательно, обводненный более крупнозернистый песчаник имеет в 2,3 раза меньшую общую пористость, чем залегающий в сходных термобарических условиях нефтенасыщенный.

Кварцевые песчаники продуктивной толщи Южно-Каспийской мегавпадины на глубине 5,2-5,5 км имеют очень высокие относительные параметры пористости и проницаемости, а полимиктовые разности на глубине 4,0-5,0 км отличаются пониженными значениями Sm_о = 1,11-1,61 и Sk = 1,27-3,16 (см. табл. 2 ).

Водонасыщенные кварцевые, хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники караганского горизонта площади Сулак Терско-Каспийского прогиба не содержат пелитовой фракции и поэтому на глубине 3981 м имеют общую пористость 20,5 % и проницаемость 310*10^-3 мкм2 (Слинько М.Е., 1986). Нефтенасыщенные дельтовые, крупнозернистые песчаники нижнего миоцена месторождения Лейк-Вашингтон Галф-Коста даже на глубине 6530 м сохранили аномально высокие пористость (35 %) и проницаемость (620*10^-3 мкм2).

П.Д. Лундегард и Л.С. Лэнд (1986) изучали роль СO₂, образованного при декарбоксилировании ОВ палеогеновых отложений техасской части Галф-Коста, в формировании вторичной пористости песчаников. Петрографические данные показали растворение не менее 5 % полевых шпатов из песчаников формаций Фрио и Вилькокс. Анализ процессов растворимости диоксида углерода и распространения органических кислот в различных температурных условиях показывает, что глубокие удаленные источники этих веществ не всегда играют важную роль в увеличении пористости. В поровых водах, мигрирующих в направлении снижения градиента давления, растворимость СO₂ снижается быстро, форсируя не растворение, а карбонатное осаждение. Концентрация растворенных органических кислот, способствующих растворению как карбонатов, так и силикатов, быстро убывает при температуре более 120 °С. Следовательно, поровые воды, мигрируя из более высокотемпературных зон, окажутся обедненными органическими кислотами и соответственно неэффективными в плане растворения породы. Карбонатное растворение песчаников, вероятно, инициируется составом переслаивающихся с ними глин. На это указывают изотопный состав стронция карбонатного цемента в песчаниках и снижение содержания кальцита в глинах ряда скважин. Изотопный состав стронция свидетельствует, что одна часть карбонатного цемента в песчаниках поступила из одновозрастных глин, а другая - из более древних, более глубоко залегающих пород. Кислоты выводят карбонаты из глин в песчаники, обусловливая процесс цементации, причем роль этого явления может быть соизмерима с образованием вторичных пор под действием выщелачивания.

Дельтовые среднезернистые песчаники верхнемеловых горизонтов площадей Джакобс Галф-Коста и Фэлз-Ривер Миссисипского ОПБ на глубине 5,8-6,1 км обладают сверхпористостью и сверхпроницаемостью (Sm_о = 1,57-4,79; Sk =3,89-10,24).

Полевошпатовые вторично-пористые песчаники нижнего мела площади Джакобс Галф-Коста приурочены к максимальным глубинам (6,4-7,6 км), где ЭГХТ и УПДК также достигают максимума (3,43-4,66 и 0,98-1,02 соответственно). Тем не менее в результате глубинной коррозии пород агрессивными водами открытая пористость значительна (7,5-16,5 %), а ее относительный параметр достигает максимума (Sm_о = 20,62-75,00).

Детально исследованы процессы катагенеза верхнеюрских песчаников формации Норфлет Южной Алабамы [2]. Авторами данной работы выделена целая серия реакций, генерирующих СO² внутри формации, результатом которых было растворение карбонатов и подавление их осаждения в поровом пространстве. К их числу относятся: декарбоксилирование дифункциональных карбоксильных кислот (110-90 млн. лет назад при температурах 60-100 °С), декарбоксилирование монофункциональных карбоксильных кислот (100-50 млн. лет, 90-150 °С), термальный крекинг жидких УВ (70-30 млн. лет, 120-175 °С) и термохимическая редукция сульфатов в присутствии железа (60 млн. лет и доныне, 135-180 °С и выше). Только два стабильных "окна" существовали для осаждения карбонатов: очень раннее, когда в системе доминировала метеорная вода, и при температуре 100-140 °С, когда щелочность нейтрализовалась органическими кислотами в условиях увеличения парциального давления СO₂. Петрографические данные показывают, что цемент ранней генерации не был распространен. Если бы ранняя цементация карбонатами или гипсом-ангидритом была полной, флюиды с трудом могли бы контактировать с матрицей песчаников, создавая высокопористые интервалы. К тому же, кроме распространения пористости путем растворения, существуют поровые пространства, возникшие в условиях эолового отложения песков Норфлет. Доломит мог формироваться при температуре 100-140°С, но петрографические данные свидетельствуют, что он не получил распространения. Реконструкция геотермической истории глубокозалегающих песчаников Норфлет показывает, что карбонатный цемент не образовывался в течение последних 80 млн. лет.

Вместе взятые петрографические и хронотектонические данные соответствуют гипотезе о том, что цементация была подавлена в глубоких песчаниках Норфлет. Тем не менее растворение зерен и цемента повлияло на качество резервуаров. Многие образцы содержат свидетельства дестабилизации и удаления зерен полевых шпатов и ангидритового цемента. В газоконденсатном месторождении Хэттерс-Понд в поровом пространстве локально доминируют вторичные микропоры, обусловленные устранением полевых шпатов и осаждением иллита. Однако в наиболее пористых и проницаемых глубоко погруженных песчаниках газового месторождения Мэри Энн преобладает межгранулярная пористость, и можно полагать, что она сохранялась в ходе погружения.

Сохранение высокой пористости песчаников Норфлет на больших глубинах обусловлено комбинацией благоприятных условий: недостатком распространения раннего ангидрита или кальцита: ранним образованием глинисто-окисножелезистых оторочек и их преобразованием в хлориты, которые подавляли кварцевую цементацию; серией реакций, продуцирующих СO2, которые препятствовали карбонатной цементации; миграцией УВ и проявлениями аномально высоких пластовых давлений (АВПД), затормозившими все виды цементации. Поэтому относительные параметры пористости и проницаемости верхнеюрских песчаников Норфлет на глубине 4600-6650 м варьируют в пределах 1,33-1,68 и 1,24-11,59 соответственно (см. табл. 2 ).

Детальное изучение вторичной пористости верхнеюрских песчаников газоконденсатного месторождения Вентче (шельф Новой Шотландии, Канада) и формирования в них АВПД проведено Л.Ф. Джанса и В.Х.Н. Урреа [3]. Они установили, что катагенез осадочных пород, развитие в них вторичных резервуаров и проявление сверх гидростатических давлений тесно связаны. В ОПБ Сейбл АВПД возникли 50 млн. лет назад, когда большинство осадочных пород потеряло эффективную проницаемость. Развитие АВПД определяется взаимодействием между катагенетической трансформацией осадочных частиц и ОВ, процессом роста давлений и запечатывания резервуаров. Наиболее значительное развитие вторичной пористости локализовано в зоне АВПД, что предполагает взаимосвязь между этими явлениями. Однако обнаружение двух дополнительных интервалов повышенной пористости над кровлей зоны АВПД указывает на более сложные взаимоотношения. Пористость в этих двух верхних интервалах разреза увеличена главным образом за счет растворения алюмосиликатов. Местоположения этих интервалов соответствуют уровню начинающегося созревания РОВ(2200-2800 м), совпадающему с уровнем трансформации смектита в иллит, и кровле зоны генерации жидких УВ из смешанного и гумусового РОВ (3750-4000 м). Органические кислоты, выделенные на начальных стадиях главного термокаталитического этапа, могли обусловить растворение алюмосиликатов.

Наиболее глубокий интервал вторичной пористости находится ниже кровли зоны АВПД, имеет толщину более 1500 м с. общей пористостью пород до 32 %. В отличие от верхних интервалов увеличение вторичной пористости в данном интервале достигнуто главным образом за счет растворения железисто-шпатового кальцита. Если бы УВ-содержащие флюиды не мигрировали рано в резервуар с вторичной пористостью, остановив новообразование минералов, новый комплекс аутигенных минералов, таких как полевые шпаты, каолинит, хлориты, кварц, доломит, кальцит, закупорил бы вторичные поры. Последние четыре аутигенных минерала доминируют ниже второго интервала проявления АВПД, с глубины 3700 м. Изотопные данные указывают, что углерод обремененного железом доломита и железисто-шпатового кальцита частично возник при декарбоксилировании РОВ, причем эти минералы осаждались при температурах выше 105 °С. Если процесс растворения протекает в большом масштабе, то требуется удаление растворенного материала, что в закрытой системе резервуара с АВПД представляет дилемму. Л.Ф. Джанса и В.Х.Н. Урреа полагают, что это удаление достигается частично за счет реакции между каолинитом и карбонатами, ведущей к осаждению хлоритов, и частично за счет осаждения железистого доломита в течение периодических спадов давления и изменений рН, вызванных появлением трещин в перекрывающих глинах и возникновением разрывных нарушений. Так как снижение АВПД ведет к внезапному изменению парциального давления СО₂, растворение карбонатов может трансформироваться в их осаждение, что обусловит новое запечатывание резервуара. Это и есть процесс развития динамического катагенетического барьера, контролирующего АВПД и аккумуляцию УВ.

Как показано в табл. 2 , терригенные коллекторы с аномально высокими пористостью и проницаемостью на больших глубинах существуют и в среднеюрских, и в триасовых, и в палеозойских горизонтах, т.е. данное явление носит универсальный характер. Поэтому представляется целесообразным получить уравнения, связывающие максимальные открытую пористость и абсолютную проницаемость песчаников с комплексными показателями ЭГХТ, ЭХГУД, УПДК на глубине более 4 км (40 объектов):

где r_s - совокупный коэффициент корреляции.

Рассчитанные веса факторов свидетельствуют о положительной роли ЭГХТ (35,3 и 23,5 % для пористости и проницаемости соответственно), отрицательном влиянии ЭХГУД (-10,4 и -35,6 %) и УПДК (-54,4 и -40,9 %), что отвечает современным представлениям об условиях формирования терриген-ных коллекторов на больших глубинах.

Уравнения (3) и (4) могут использоваться для прогноза коллекторских свойств песчаников на глубинах 4-10 км. В качестве примера в табл. 3 приведены прогнозные значения пористости и проницаемости терригенных пород перспективных нефтегазоносных комплексов Керченско-Таманского шельфа и Туапсинского прогиба Черноморской впадины, которые сопровождаются данными о геологических ресурсах нефти и газа, полученными хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода А.Н. Резникова (1998). Как видим, даже на глубине 6,0-8,5 км могут существовать промышленные терригенные коллекторы УВ.

Изложенная методика может применяться для любых регионов земного шара, где терригенные коллекторы предполагаются на больших глубинах.

1. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. В 2 книгах /Под ред. С.П. Максимова. - М.: Недра, 1987.
2. Dixon S.A., Summers D.M., Surdam R.C. Diagenesis and Preservation of Porosity in Notpрlet Formation (Upper Jurassic), Southern Alabama // The AAPG Bulletin. - 1989. - Vol. 73, № 6. - P. 707-728.
3. Jansa L.F., Urrea V.H.N. Geology and Diagenetic History of Overpressures Sandstone Reservoirs, Veture Gas Field, Offshore Nova Scotia, Canada // The AAPG Bulletin. -1990. - Vol. 74, № 10. - P. 1640-1658.
4. Wilson I.С., McBride E.E. Compaction and Porosity Evolution of Pliocene Sandstones, Ventura Basin, California //The AAPG Bulletin. - 1998. - Vol. 72, № 6. - P. 664-681.

Studying of correlation relationships of open porosity and permeability of sandstones confined to different aged terrigene horizons (from Pliocene to Cambrian) of catagenesis zone allowed to obtain equations characterizing by joint correlation ratios of O.72 and O.65 which could be used for evaluating the background values of open porosity and permeability of sandstones in the catagenesis zone.

Authors suggest quantitative criteria for separating distribution intervals of terrigene reservoirs distinguished by high values of open porosity and permeability.

The method given can be used for any region of the World where terrigene reservoirs may present at large depths.

Таблица 1

* Палеоглубина.

** Палеотемпература.

Таблица 2

Терригенные коллекторы с аномальными свойствами в зоне катагенеза (по данным Прайса Л.К.. 1982: Лундегарда П.Д.. 1986; Наливкиной О.А., 1990; Казиера Е.К.. 1995; [1-4])

* Палеоглубина.

Таблица 3