1. Розчинність карбонатних порід.
Розвиток і формування порового простору карбонатних по-род тісно пов'язане з процесом розчинення і вилуговування. Винесення цих сполук в розчиненому стані є причиною утворення пір, каверен і пустот, а також пріячіной розширення тріщин.
Встановлено, що розчинність крісталлііческіх речовин залежить від їх природи. розчинюючої здатності розчинника і знаходиться в тісному зв'язку з термодинамічними умовами. Неоднакова раство-рімость частинок кристалічного речовини визначається їх розміром. Ряд дослідників (Баклі, 1954; Теодорович, 1950) показали, що рас-яка твориться частинок гіпсу розміром 2 мм на 20% менше, ніж частинок 0, 3 мм, і що тонкозернисті різниці кальциту значно швидше розчиняю-ться, ніж великі кристали.
Дослідженнями Ф. Бірх, вперше наведеними в роботі Міллера (1959), було доведено, що расстворімость вапняку помітно знижується, після того як його піддають великому довленію (табл. 19). Міллер пов'язує це зниження з перекристалізацією речовини під великим тиском, яка викликає збільшення розмірів частинок. Оче-видно, цим можна пояснити майже повну відсутність пір розчинення у сильно метаморфизованних порід. На розчинність карбонатних мінералів впливає і розмір розчиняються частинок. Чим більше вони тонкодіс-палої, тим більше розчинні. Неоднакова розчинність різних за розміром частинок способствуетт зростання більших зерен за рахунок раство-ренію дрібних.
Сильне розчиняє дію підземних вод, багатих углекис-лотой, зазначалося В. І. Вернадським (1934), який писав, що така вода набуває властивостей кислоти і здатна розкладати силікати і алюмосилікати. Оскільки провідності порід неоднакові, то процес-си розчинення не поширюються рівномірно по всьому горизонту. Ймовірно, вони приурочені до тих тектонічних ділянкам і струектурам, які найбільш пористи і проникні. Можливо, що розчинення пов'язане з впливом на породи нафтових вод, які, як відомо, містять велику кількість вуглекислоти. А. І. Осипова (1964) вважає, що нафтові води при проникненні в карбонатну породу - колектор чинили сильний агресивна дія, розширюючи і поєднуючи пори, що існували в вапняках.
Велике значення в процесах, що відбуваються розчинення мають нерозчинні мінеральні приймемо, що містяться в карбонатних породах. Роль цих домішок неоднакова: слід розрізняти домішки, які гальмують процес розчинення, і навпаки, прискорюють його. Наявність в карбонатних домішки глинистих, кременистих або органічних речовин гальмує процес розчинення. Саме тому в карбонатних породах з великою кількістю розсіяного органічної речовини незначно розвинені явища перекристалізації (Каледа, 1955, 1959; Гмід, 1965; Леві, 1964; Булач, 1964). Навпаки, навіть невеликі кількості домішок більш розчинних з'єднань різко підвищують розчинність карбонатних порід, що доведено експіремента В. Н. Свєшнікової
2. Співвідношення розчинності доломіту і кальцію
Це питання має дуже велике значення для розуміння сущнос-ти ряду геологічних явищ, що визначають формування пустотного простору, однак уявлення про співвідношення розчинності дан-них сооедіненій суперечливі.
Великі експериментальні дослідження розчинності доломіту і його сумішей з іншими мінералами були проведені О. К. Янатьевой
3. Формування порового простору
карбонатних порід різного генезису.
Первинна пористість включає порожнечі, які утворюються під час седиментації порід, видозмінюються і виникають знову в стадії діагенеза. Вторинна пористість включає лише ті порожнечі, які утворюються і розвиваються в процесі зміни ситуації породи.
Хемогенние карбонатні породи мають, як правило, незначну-котельної первинної пористістю. Причина низької пористості хемогенних порід укладена в умовах їх седиментації. Вони утворюються в умовах перенасичених розчинів, а подальша кристалізація відбувається за рахунок маткових розчинів, що знаходяться між окремими частинками, і також призводить до зменшення межкристаллической седиментаційною пористості.
Умови формування первинної пористості основних груп рас-творяться карбонатних порід різняться тісно пов'язані з їх генезисом. У хемогенних вапняків і первинних доломітів первинна пористість незначна, а структура порового простору несприятлива для руху-ня розчинів. Органогенні, органогенно - уламкові і уламкові породи характеризуються високими значеннями первинної і раннедіа-генетичної пористості, а геометричну будову порового пространс-тва їх сприятливо для руху розчинів. У диагенетических доло-Мітов (Соколов, 1962) первинна пористість незначна в тих випадках, коли доломітізація протікає під впливом пересичених рас-творити і процеси розчинення придушуються кристалізацією доломіту. У тих різницях, де доломітізація відбувається в умовах менш кінці-нтрірованних розчинів, формуються пористі і пористо - кавернозні структури внаслідок розвитку процесів розчинення, генетично свя-чених з метасоматозом.
Формування вторинної пористості відбувається в різних гео-логічних умовах, але до цього моменту породи мають уже визна-ленній величиною первинної пористості і мають властивий їм ха-рактер порового простору. Подальші зміни пористості і структури порового простору залежать від розчинюючої здатності підземних вод, коториес різною швидкістю циркулюють в карбонат-них відкладеннях. Ступінь мінералізації, хімізм вод, температура, тиск, літологічний склад - все це визначає подальший процес зміни пустотного простору: чи відбудеться подальше заліковування первинної пористості і ускладнення будови порових каналів або за рахунок розчинення почнуть розвиватися широкі порові канали, з'являться каверни і покращиться сообщаемости їх між собою. Спрямованість цього процесу визначає формування петрофізіческіх властивостей порід, поєднання пористо - проникних і щільних різниць.
Завдяки незначною первинної пористості і складного будовою порового простору (дуже тонкі звивисті канали) швидкості дви-жения порових розчинів в хемогенних карбонатних породах в стадії епігенеза незначні. Растворяющая здатність порових розчинів, концентрація яких близька до насичення, незначна, тому розвитку високу пористість в хемогенних породах практично не відбувається.
Для розуміння специфіки процесу утворення вторинних пустот (каверен) в породах хімічного генезису важливо підкреслити, що вони практично ніколи не утворюються за рахунок фільтрації розчинів за первинними порам. Найчастіше це новостворена пустотность, роз-БЕЗПЕЧУЮТЬ за рахунок розширення окремих тріщин або виборчого рас-творіння мінералів. Найбільш характерна риса новоствореної вто-річної пористості хемогенних карбонатів полягає в значній ізольованості порожнин, розвитку невеликих пористих ділянок серед щільних порід, а головне в дуже низькою провідності порових каналів.
У органогенних, ораганогенно - уламкових і уламкових породах зв'язок первинної і вторинної пористості виразиться в загальному вигляді в тому, що при однаковій спрямованості процесу найінтенсивніше будуть вилуговувати різниці з високою пористістю і сприятливою стру-ктура пустот. При цьому ще більше посилиться анізотропія карбонатних товщ, проникність одних пластів зросте за рахунок каверен, інших - залишиться по -, як і раніше низькою.
Розвиток вторинної пористості відбуватиметься за рахунок розширенням-ня вже існуючих порових каналів, збільшення розміру та спільно-емости їх, іншими словами це буде успадкована вторинна поріс тости, що утворюється в пористо - проникних породах.
Основна відмінність вторинної пористості полягає в тому, що в хемогенних породах вона знову утворюється в щільній непроникною мат-Ріці, а в органогенних, органогенно - детрітових - це успадкована пористість, яка розвивається за добре сполучених поровим каналах з високою фільтраційної здатністю. Зазначене відмінність визначає тип колектора. Детальні дослідження колекторських властивостей карбо-кімнатній порід різного складу і генезису паказалі тісний взаємозв'язок розглянутих параметрів і виявили, що в залежності від ГІДРОХІТ-чеський зональності відбувається більш інтенсивне вилуговування то вапняків, то доломіту.
Зона хлоридних розсолів характеризується незначним розвитком процесів вилуговування карбонатних порід. У цій зоні практично не відбувається додаткового формування пустот.
Зона сульфаьтних вод робить значно більший вплив на розвиток вторинної пористості. Перш за все сульфатні води знаходяться в зоні більш інтенсивного водообміну, а растворяющая здатність цих вод по відношенню до порід різного складу неоднакова. Розчинність доломіту і кальциту в зоні сульфатних вод різна. Освіта вторинної пористості вапняків під впливом цих вод утруднено, і не рідко відбувається заліковування пористості за рахунок випадання вуглекислого або сірчанокислого кальцію.
Зона сульфатних вод сприятлива для вилуговування доломітів, але розвиток вторинної пористості відбувається головним чином не в пер-первинних, а в диагенетических доломітах, первинна пористість яких значно вище. Таким чином, в зоні сульфатних вод відбувається через виборчу розвиток вторинної пористості переважно в доломіт-тах.
Гідрокарбонатні води знаходяться в зоні активного водообміну. Крім того, ці води недонасищени найголовнішими сполуками, входячи-ські до складу карбонатних порід. У зв'язку з цим в даній зоні формиро-вання вторинної пористості відбувається досить інтенсивно, особливо в тих різницях карбонатних порід, які відрізняються високою привчає-ної пористістю і сприятливим будовою порового простору. Розвиток епігенетичної пористості утруднено в первинних доломітах, хемогенних вапняках, а також в диагенетических доломітах компак-кімнатній структури, тобто в породах зі складною будовою порового простору-ства. Найбільш інтенсивно розвиток вторинної пористості протікає в вапняках. На відміну від зони сульфатно - кальцієвих вод розчини-ність кальциту в зоні гідрокарбонатних вод дуже часто перевищує рас-яка твориться доломіту.
На закінчення слід підкреслити, що при вивченні природних резервуарів нафти і газу дуже важливо знати механізм і час формиро-вання пустот, виявити їх генезис, з тим щоб правильно оцінити тип колектора і потенційну можливість нафтогазонасиченості кар-бонатних порід.
Інформація про роботу «Нафтогазоносність карбонатних порід»