5.3 Аналіз результатів лабораторних досліджень

екрануючих властивостей порід екрануючої товщі

Проникність зразків мергелів та глинистих вапняків визначалась, в основному, перпендикулярно нашаруванню, але окремі виміри проникності були проведені паралельно нашаруванню.

У зв’язку із різним гіпсометричним положенням відкладів верхньої крейди в досліджуваному регіоні лабораторні дослідження зразків порід проводились для Керченського півострова, Рівнинного Криму та шельфу Чорного моря.

За результатами лабораторних досліджень встановлено, що абсолютна газопроникність мергелів із інтервалу екрануючої товщі коливається в межах від 8*10-21 м2 до 1.3*10-19 м2, в той час, як проникність мергелів із інтервалу продуктивного колектора становить 0.04*10-17 м2 - 0.1*10-17 м2 (св. 2 - Північно-Вулканівська, інтервал 2520-2590 м). Абсолютна газопроникність глинистих вапняків, за результатами лабораторних досліджень, коливається в межах від 6*10-20 м2 до 1.8*10-19 м2 (табл.4.1), а в інтервалі продуктивного колектора 0.1*10-15 м2 - 20*10-15 м2 (св. 2 - Голіцина). Згідно класифікації О. О. Ханіна [19] породи-покришки, які мають таку газопроникність, відносяться до груп “В” та “С” і мають відповідно високу та середню екрануючу здатність.

Газопроникність мергелів та глинистих вапняків, якими складена екрануюча товща, з глибиною зменшується. Так на глибині 1000 метрів проникність складає (1.2 - 1.8)*10-19 м2, а на глибині 3500 метрів - (0.02 - 0.08)*10-19 м2.

Виміри проникності, які виконані на окремих зразках вздовж нашарування, показали, що проникність в середньому на порядок вища ніж перпендикулярно до шаруватості. Це, напевно, зумовлено такими причинами, як: розподілом кластичних домішок вздовж нашарування, шаруватою орієнтацією глинистих мінералів, розвитком мікротріщи-нуватості паралельно нашаруванню та інші.

На рисунку 4.2 зображено зміну визначених в лабораторії параметрів (п, Рпл, Кп, Кпр, карбонатність) для гірських порід, які складають екрануючу товщу в карбонатних відкладах верхньої крейди для Індольського прогину. Як видно із таблиці 4.1 густина порід з глибиною збільшується від 2250 кг/м3 до 2630 кг/м3. Більшість визначень знаходиться в інтервалі густин від 2550 до 2600

кг/м3. Тиск прориву змінюється від 27 МПа до 43 МПа і більшість значень його знаходяться в інтервалі 38 - 40 МПа.

Карбонатність порід знаходиться в межах від 60 до 70. Пористість з глибиною зменшується від 15 до 1.4. Більшість значень пористості знаходиться в інтервалі 6 - 10. Проникність порід з глибиною зменшується від 0.014*10-17 м2 до 0.012*10-17 м2. Найбільше значень проник-ності знаходиться в інтервалі від 0.005*10-17 м2 до 0.001*10-17 м2.

На рисунку 4.3 зображені графіки зміни визначених параметрів (п, Рпл, Кп, Кпр, карбонатність) з глибиною для інтервалу екрануючої товщі в карбонатних відкладах Рівнинного Криму. Густина порід з глибиною збільшується і знаходиться в межах від 1752 кг/м3 до 2898 кг/м3. Більшість значень густини знаходиться в інтервалі від 2400 кг/м3 до 2500 кг/м3. Деяке зменшення густини порід пояснюється меншими глибинами їх залягання, порівняно із Індольським прогином. Тиск прориву коливається від 23 МПа до 35 МПа, а пористість зменшується від 14 до 3. Дещо більша карбонатність порід, що пояснюється перевагою глинистих вапняків над мергелями. Газопроникність порід зменшується з глибиною від 0.02*10-17 м2 до 0.004*10-17 м2.

На рисунку 4.4 зображені графіки зміни визначених параметрів (п, Рпл, Кп, Кпр, карбонатність) з глибиною для інтервалу екрануючої товщі верхньої крейди шельфу Чорного моря. Густина порід змінюється від 2100 кг/м3 до 2900 кг/м3. Тиск прориву знаходиться в інтервалі 30-40МПа. Карбонатність порід змінюється від 53 до 89 . Пористість з глибиною зменшується і становить від 13 до 3. Проникність змінюється від 0.02*10-17 м2 до 0.008*10-17 м2. Для карбонатних порід верхньої крейди шельфу Чорного моря досліджувані параметри подібні до таких, що визначались для цих відкладів розповсюджених в Рівнинному Криму[90].

Таким чином, аналізуючи результати лабораторних досліджень зразків гірських порід із інтервалу екрануючої товщі карбонатних відкладів верхньої крейди Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції можна зробити висновок, що за екрануючими властивостями ці породи відносяться до порід-покришок групи “В” і “С” (високої та середньої екрануючої здатності) згідно класифікації О.О.Ханіна.

РОЗДІЛ 6

ДОСЛІДЖЕННЯ ЗМІНИ ГУСТИНИ ТА ПОРИСТОСТІ КАРБОНАТНИХ ПОРІД ІЗ ІНТЕРВАЛУ ЕКРАНУЮЧОЇ ТОВЩІ З ГЛИБИНОЮ

6.1 Закономірності змiни густини карбонатних

відкладів з глибиною

В процесi формування осадових басейнiв при зануреннi осадових порiд на велику глибину на них дiють тиск i температура. Епiгенетичнi перетворення в поровому просторi впливають на ущiльнення осадових гiрських порiд. Вивчаючи, на зразках гiрських порiд, змiну їх фiзичних властивостей з глибиною занурення по сутi дослiджують результати незворотнiх процесiв їх перетворення на протязi тривалого геологiчного часу. Встановленi закономiрностi змiни фiзичних властивостей гiрських порiд з глибиною складають наукову основу для прогнозування цих параметрiв на глибинах, якi ще не розкритi свердловинами.

Оскiльки карбонатними покришками, в основному, є глинистi вапняки, мергелi i рiдше глинистi доломiти, то їх постседиментацiйнi змiни, в якiйсь мiрi, близкi змiнам в глинистих покришках. Мергелi, як i глинистi породи, пори яких насичені флюїдом та які характеризуються наявністю аномальних порових(пластових) тисків, мають більш високу пористість в порівнянні з мергелями для яких характерна наявність нормального гідростатичного порового (пластового) тиску. А пористiсть та густина, в свою чергу, визначають фiзичнi параметри мергелiв, на яких базується застосування геофiзичних методiв визначення аномальних порових(пластових) тискiв.

Одними із перших зробили спробу встановити теоретичнi залежностi мiж ущiльненням осадiв та глибиною їх занурення Д.Уеллер [91] i М.Б. Вассоєвич [92]. Результати подальших дослiджень в цiй