Навигация
Растворимость карбонатных пород
61553
знака
1
таблица
0
изображений
1. Растворимость карбонатных пород.
Развитие и формирование порового пространства карбонатных по-род тесно связано с процессом растворения и выщелачивания. Вынос этих соединений в растворенном состоянии является причиной образования пор, каверен и пустот, а также приячиной расширения трещин.
Установлено, что растворимость кристаллиических веществ зависит от их природы , растворяющей способности растворителя и находится в тесной связи с термодинамическими условиями. Неодинаковая раство-римость частиц кристаллического вещества определяется их размером. Ряд исследователей ( Бакли, 1954; Теодорович, 1950) показали, что рас-творимость частиц гипса размером 2 мм на 20 % меньше, чем частиц 0, 3 мм, и что тонкозернистые разности кальцита значительно быстрей растворяю-тся, чем крупные кристаллы.
Исследованиями Ф. Бирха, впервые приведенными в работе Миллера ( 1959 ), было доказано, что расстворимость известняка заметно снижается, после того как его подвергают большому довлению ( табл. 19). Миллер связывает это снижение с перекристаллизацией вещества под большим давлением, которая вызывает увеличение размеров частиц. Оче-видно, этим можно объяснить почти полное отсутствие пор растворения у сильно метаморфизованных пород. На растворимость карбонатных минералов влияет и размер растворяемых частиц. Чем более они тонкодис-персны, тем более растворимы. Неодинакова растворимость различных по размеру частиц способствуетт росту более крупных зерен за счет раство-рения мелких.
Сильное растворяющее действие подземных вод, богатых углекис-лотой, отмечалось В. И. Вернадским ( 1934 ), который писал, что такая вода приобретает свойства кислоты и способна разлагать силикаты и алюмосиликаты. Поскольку проводимости пород неодинаковы, то процес-сы растворения не распространяются равномерно по всему горизонту. Вероятно, они приурочены к тем тектоническим участкам и струектурам, которые наиболее пористы и проницаемы. Возможно, что растворение связано с воздействием на породы нефтяных вод, которые, как известно, содержат большое количество углекислоты. А. И. Осипова ( 1964 ) считает, что нефтяные воды при проникновении в карбонатную породу - коллектор оказывали сильное агрессивное действие, расширяя и соединяя поры, существовавшие в известняках.
Большое значение в происходящих процессах растворения имеют нерастворимые минеральные примеся, содержащиеся в карбонатных породах. Роль этих примесей неодинакова: следует различать примеси, тормозящие процесс растворения, и наоборот, ускоряющие его. Наличие в карбонатных примеси глинистых, кремнистых или органических веществ тормозит процесс растворения. Именно поэтому в карбонатных породах с большим количеством рассеяного органического вещества незначительно развиты явления перекристаллизации ( Каледа, 1955, 1959; Гмид, 1965; Леви, 1964;Булач, 1964). Наоборот, даже небольшие количества примесей более растворимых соединений резко повышают растворимость карбонатных пород, что доказано экспирементами В. Н. Свешниковой
( 1952 ).
2. Соотношение растворимости доломита и кальция
Этот вопрос имеет очень большое значение для понимания сущнос-ти ряда геологических явлений, определяющих формирование пустотного пространства, однако представления о соотношении растворимости дан-ных сооединений противоречивы.
Большие экспериментальные исследования растворимости доломита и его смесей с другими минералами были проведены О. К. Янатьевой
( 1950, 1954, 1955, 1956, 1957, 1960 ). Полностью подтвердилось положе-ние об изменчивости соотношений расторимостей доломита и кальцита, были выявлены факторы, которые вызывают изменение этих соотноше-ний. Данные показывают, что в условиях высокого содержания СО2 рас-творимость кальцита при низких темпаратурах примерно в 1, 5 раза выше, чем доломита. С увеличением температуры эти различия исчезают, и при 550 С растворимости доломита и кальцита равны. При дальнейшеем повышении температуры растворимсоть доломита становится более высокой, чем кальцита. Таким образом, соотношение растворимости доломита и кальцита весьма непостоянно и меняется под влиянием ряда факторов, к числу которых относятся температура, давление, содержание в растворе углекислоты, сернокислого кальция.
3. Формирование порового пространства
карбонатных пород различного генезиса.
Первичная пористость включает пустоты, которые образуются во время седиментации пород, видоизменяются и возникают вновь в стадии диагенеза. Вторичная пористость включает лишь те пустоты, которые образуются и развиваются в процессе изменения сложившейся породы.
Хемогенные карбонатные породы обладают, как правило, незначи-тельной первичной пористостью. Причина низкой пористости хемогенных пород заключена в условиях их седиментации. Они образуются в условиях перенасыщенных растворов, а последующая кристаллизация происходит за счет маточных растворов, находящихся между отдельными частицами, и также приводит к уменьшению межкристаллической седиментационной пористости.
Условия формирования первичной пористости основных групп рас-творимых карбонатных пород различны и тесно связаны с их генезисом. У хемогенных известняков и первичных доломитов первичная пористость ничтожна, а структура порового пространства неблагоприятна для движе-ния растворов. Органогенные, органогенно - обломочные и обломочные породы характеризуются высокими значениями первичной и раннедиа-генетической пористости, а геометрическое строение порового пространс-тва их благоприятно для движения растворов. У диагенетических доло-митов ( Соколов, 1962 ) первичная пористость ничтожна в тех случаях, когда доломитизация протекает под воздействием пересыщенных рас-творов и процессы растворения подавляются кристаллизацией доломита. В тех разностях, где доломитизация происходит в условиях менее конце-нтрированных растворов, формируются пористые и пористо - кавернозные структуры вследствие развития процессов растворения, генетически свя-занных с метасоматозом.
Формирование вторичной пористости происходит в различных гео-логических условиях, но к этому моменту породы обладают уже опреде-ленной величиной первичной пористости и имеют свойственный им ха-рактер порового пространства. Дальнейшие изменения пористости и структуры порового пространства зависят от растворяющей способности подземных вод, которыес различной скоростью циркулируют в карбонат-ных отложениях. Степень минерализации, химизм вод, температура, давление, литологический состав - все это определяет дальнейший процесс изменения пустотного пространства: произойдет ли дальнейшее залечивание первичной пористости и усложнение строения поровых каналов или за счет растворения начнут развиваться широкие поровые каналы, появятся каверны и улучшится сообщаемость их между собой. Направленность этого процесса определяет формирование петрофизических свойств пород, сочетание пористо - проницаемых и плотных разностей.
Благодаря ничтожной первичной пористости и сложному строению порового пространства ( очень тонкие извилистые каналы ) скорости дви-жения поровых растворов в хемогенных карбонатных породах в стадии эпигенеза незначительны. Растворяющая способность поровых растворов, концентрация которых близка к насыщению, ничтожна, поэтому развития высокой пористости в хемогенных породах практически не происходит.
Для понимания специфичности процесса образования вторичных пустот ( каверен ) в породах химического генезиса важно подчеркнуть, что они практически никогда не образуются за счет фильтрации растворов по первичным порам. Чаще всего это вновь образованная пустотность, разви-вающаяся за счет расширения отдельных трещин или избирательного рас-творения минералов. Наиболее характерная черта вновь образованной вто-ричной пористости хемогенных карбонатов заключается в значительной изолированности пустот, развитии небольших пористых участков среди плотных пород, а главное в очень низкой проводимости поровых каналов.
В органогенных, ораганогенно - обломочных и обломочных породах связь первичной и вторичной пористости выразится в общем виде в том, что при одинаковой направленности процесса наиболее интенсивно будут выщелачиваться разности с высокой пористостью и благоприятной стру-ктурой пустот. При этом еще более усугубится анизотропия карбонатных толщ, проницаемость одних пластов возрастет за счет каверен, других - останется по - прежнему низкой.
Развитие вторичной пористости будет происходить за счет расшире-ния уже существующих поровых каналов, увеличения размера и сообща-емости их, иными словами это будет унаследованная вторичная порис-тость, образующаяся в пористо - проницаемых породах.
Основное различие вторичной пористости заключается в том, что в хемогенных породах она вновь образуется в плотной непроницаемой мат-рице, а в органогенных, органогенно - детритовых - это унаследованная пористость, развивающаяся по хорошо сообщающимся поровым каналам с высокой фильтрационной способностью. Указанное различие определяет тип коллектора. Детальные исследования коллекторских свойств карбо-натных пород различного состава и генезиса паказали тесную взаимосвязь рассмотренных параметров и выявили, что в зависимости от гидрохими-ческой зональности происходит более интенсивное выщелачивание то известняков, то доломитов.
Зона хлоридных рассолов характеризуется ничтожным развитием процессов выщелачивания карбонатных пород. В этой зоне практически не происходит дополнительного формирования пустот.
Зона сульфаьтных вод оказывает значительно большее влияние на развитие вторичной пористости. Прежде всего сульфатные воды находятся в зоне более интенсивного водообмена, а растворяющая способность этих вод по отношению к породам различного состава неодинакова. Растворимость доломита и кальцита в зоне сульфатных вод различна. Образование вторичной пористости известняков под воздействием этих вод затруднено, и не редко происходит залечивание пористости за счет выпадения углекислого или сернокислого кальция.
Зона сульфатных вод благоприятна для выщелачивания доломитов, но развитие вторичной пористости происходит главным образом не в пер-вичных, а в диагенетических доломитах, первичная пористость которых значительно выше. Таким образом, в зоне сульфатных вод происходит из-бирательное развитие вторичной пористости преимущественно в доломи-тах.
Гидрокарбонатные воды находятся в зоне активного водообмена. Кроме того, эти воды недонасыщены главнейшими соединениями, входя-щими в состав карбонатных пород. В связи с этим в данной зоне формиро-вание вторичной пористости происходит весьма интенсивно, особенно в тех разностях карбонатных пород, которые отличаются высокой первич-ной пористостью и благоприятным строением порового пространства. Развитие эпигенетической пористости затруднено в первичных доломитах, хемогенных известняках, а также в диагенетических доломитах компак-тной структуры, т.е. в породах со сложным строением порового простран-ства. Наиболее интенсивно развитие вторичной пористости протекает в известняках. В отличие от зоны сульфатно - кальциевых вод раствори-мость кальцита в зоне гидрокарбонатных вод очень часто превышает рас-творимость доломита.
В заключение следует подчеркнуть, что при изучении природных резервуаров нефти и газа очень важно знать механизм и время формиро-вания пустот, выявить их генезис, с тем чтобы правильно оценить тип коллектора и потенциальную возможность нефтегазонасыщенности кар-бонатных пород.
Похожие работы
... углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строение и нефтегазоносность ... 1997г.). На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м3/сут., и Жанатан, на которой дебит нефти ...
... скальные и полускальные грунты. Возраст основных типов пород на территории Прикаспийской впадины плиоцен-четвертичный, а на денудационных равнинах обнажаются грунты и доплиоценового возраста. На рисунке 1 и 2 показаны структурная карта и геологический профиль Цубукско-Промысловской зоны месторождений. Рис. 1 Структурная карта Цубукско-Промысловской зоны месторождений. 1- изогипсы в м. 2 – ...
... интервал времени (до начала 1994 г.) 205 месторождений нефти и газа. В их числе нужно назвать открытое совсем недавно Кобзевское месторождение. 2. Характеристика нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ). Нефтегазоносность впадины характеризуется высоким уровнем изученности; ресурсы ее недр оценены на площади 75 тыс. кв. км. Объем перспективных отложений в ее пределах превышают 0,35 млн ...
... срезания, возможно, диапировые складки), которые являются объектами поиска нефти и газа. Этот крупный прогиб можно рассматривать как нефтегазоносный бассейн, представляющий в восточном секторе российской Арктики наибольший интерес. Перспективы нефтегазоносности следует связывать с надвигами Врангелевско-Геральдской зоны поднятий, где на доступной глубине могут быть вскрыты отложения триаса и ...
0 комментариев