СКАЧАТЬ:  

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение………………………………………………………………...3 стр.

Глава 1 Глинистые коллекторы……………………………………..…4 стр.

Образование залежей углеводородов в глинистых породах………...8 стр.

Описание и особенности наиболее крупных месторождений  углеводородов в глинистых коллекторах………………………….……...14 стр.

Глава 2 Кремнистые коллекторы………………………………….....24 стр.

Особенности вещественного состава и физических свойств кремнистых и глинисто-кремнистых пород-коллекторов Окружного месторождения нефти (о. Сахалин)…….……………………………………………………..….....27 стр.

Глава 3 Вулканогенные и глубинные магматические коллекторы...40 стр.

 

Заключение………………………………………………….……........47 стр.

Список литературы…………………………………..………………..49 стр.

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и

воду и отдавать их в промышленных количествах при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, доломиты), кремнистые (радиоляриты, спонголиты) породы. В редких случаях коллекторами могут служить изверженные и метаморфические породы. Характер пустотного пространства в породах определяется текстурными особенностями породы, размерами и формой минеральных зерен, составом цемента, способностью пород к трещиноватости. Основными параметрами коллекторов является пористость и проницаемость.

В данной работе речь пойдет о так называемых нетрадиционных типах  пород-коллекторов. Нетрадиционными называют такие породы, показатели пористости и проницаемости которых ниже, чем у традиционных пород-коллекторов. К таким коллекторам относятся кремнистые, глинистые и вулканогенные породы. Целью работы является определение коллекторских свойств пород, особенностей залегания в них углеводородов (УВ).

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 1

ГЛИНИСТЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Глинистые породы в практике поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений известны в основном как флюидоупоры. Вследствие значительных вариаций литологического состава и строения глинистые породы выделяются довольно широким спектром коллекторских свойств. Молодые кайнозойские и даже мезозойские породы, залегающие на небольших глубинах, имеют высокую (до 40-50 %) пористость и обладают, хотя и небольшой, проницаемостью. Например глины нижнемелового возраста в Южно-Эмбенской нефтеносной области на глубинах до 500 м имеют открытую пористость 30-35 % и абсолютную проницаемость до 3 • 10-15 м2. С увеличением глубины залегания пористость и проницаемость существенно понижаются и породы, как коллекторы, интереса уже не представляют. В других регионах, где распространены более древние палеозойские отложения, глинистые породы, вследствие существенных вторичных превращений, не представляют интереса как коллекторы уже близ поверхности. В областях альпийского тектогенеза (Карпаты, Кавказ), где проявился стресс, даже молодые глинистые отложения сильно уплотнены и вследствие этого обладают очень низкими коллекторскими свойствами.

Несмотря на общие закономерности эволюции горных пород (с начала зарождения до настоящего времени), проявляющиеся в частности в снижении коллекторских свойств, имеются реальные глинистые породы, коллекторы нефти и газа. Они известны в СССР, США, Центральной Африке и других регионах. Характерная особенность глинистых отложений, из которых добывается промышленная нефть, - большие мощности – 50-450 м и

даже больше, хотя в ряде случаев встречаются и менее 50 м. Дебиты также меняются в широких пределах — от долей тонны до 300 т/сут на Салымском месторождении в Западной Сибири и до 400 м3/сут на Санта-Мария-Велли в Калифорнии. В США глинистые породы-коллекторы обычно называют нефтеносными (или газоносными) сланцами. Состав их не такой, как у типичных глинистых пород. Нередко глинистые минералы в сумме с пелитовой частью составляют менее 50 %, остальное приходится на кремнезем, органическое вещество, кальцит, доломит и некоторые другие компоненты. Кроме того, в качестве коллекторов встречаются и аргиллиты.

В Советском Союзе глинистые породы-коллекторы часто относили к доманикитам, которые широко распространены. Они известны в менилитовой серии Восточных Карпат, в верхнем эоцене Северного Кавказа, в девоне Тимано-Печорской провинции. Доманикиты — это комплекс пород, представляющий чередование низкопористых алевритовых и песчаных пород с аргиллитами, нередко кремнистыми, известковистыми с повышенным

содержанием органического вещества, с серой, темно-серой, черной окраской, нередко с зеленоватым или буроватым оттенком. Большое практическое значение имеют породы баженовской свиты (волжско- берриасского возраста) в Западной Сибири, из которых получают промышленную нефть. Собирательно породы этой свиты называют баженовскими глинами, хотя на самом деле это достаточно большой набор пород сложного многокомпонентного состава. Здесь выделяются аргиллиты, сапропелево-кремнисто-глинистые породы, глинисто-сапропелево-кремнистые породы, а также встречаются прослои известняка — ракушняка,

доломита и мелкой брекчии.

В целом, состав пород имеет большое сходство с нефтеносными глинистыми сланцами США. Открытая пористость пород изменяется в пределах 3-15 %, а проницаемость достигает 1 • 1 0 - 1 3 м2. Коллекторы относятся к сложным порово-трешинному и каверново-трещинному типам. Растрескиванию пород способствует присутствие значительных количеств кремнезема, из-за чего породы обладают высокой хрупкостью. Существует мнение, что трещиноватость в баженовских породах возникла в результате естественного гидроразрыва, под действием аномально высокого пластового давления, превышающего гидростатическое давление в 1,5-2 раза.

Глинистые породы-коллекторы известны в подсолевых палеозойских отложениях востока Прикаспийской впадины на глубинах свыше 4 км. Коллекторы относятся к сложному порово-трещинному типу. Открытая пористость пород составляет 7-12 %, а проницаемость до 1 • 10-15 м2. Глинистые породы-коллекторы на небольших глубинах с точки зрения нефтегазоносности практического интереса не представляют, поскольку над

ними почти всегда отсутствуют породы-флюидоупоры. На умеренных и больших глубинах ( > 3 км) глинистые породы могут быть коллекторами. Их пористость в значительной части первична, а проницаемость почти всегда вторична. Она обязана литологической и тектонической трещиноватости, сформировавшейся после того, как породы достаточно уплотнились, их пластичность существенно понизилась (до 2 и менее).

Качество глинистых пород-коллекторов с течением времени может существенно понизиться вследствие смыкания трещин или заполнения их минеральными новообразованиями. Благоприятствуют сохранению коллекторских свойств в этих породах наличие в трещинном пространстве углеводородов и обстановка аномально высоких пластовых давлений.

В настоящее время наиболее характерным глинистым коллектором является баженовская свита (Западная Сибирь). Она представлена пачкой тёмноцветных глинистых пород толщиной до 50 м. Породы, в различной степени карбонатные, содержат примесь мелкоалевритового материала. В том или ином количестве в породах содержатся кремневые скелеты радиолярий. От подстилающих и перекрывающих пород отложения баженовской свиты отличаются повышенным содержанием (10−18 %) органического вещества (на Салымской площади до 23 %), которое является здесь не примесью, а породообразующей частью. Для пород характерны высокие значения естественной радиоактивности (десятки, сотни микрорентген в час) и удельного электрического сопротивления (на Салымской площади до 4500 Ом/м). Глины обладают пониженной плотностью (2,23−2,4 г/см3) и пористостью 5,8−10 %, в то время как в глинах, перекрывающих толщу, те же свойства характеризуются параметрами 2,6−2,7 г/см3 и 4−4,2 %. Баженовской свите свойственна высокая естественная радиоактивность, что связывается с высоким содержанием урана и хорошо коррелируется с уровнем содержания органического вещества. Основной глинистый минерал баженовской свиты − иллит и смешаннослойные типа иллит-смектит. Примесь кремнезема и его преобразование в диагенезе и катагенезе создают некоторый жесткий каркас, который, по-видимому, способствует меньшей уплотненности глины. Породы баженовской свиты, из которых получена нефть на Салымском месторождении, залегают на глубинах 2600−2800 м при пластовой температуре 120−128 °С, пластовое (или точнее поровое давление) превышает гидростатическое на 14−20 МПа. Текстурные особенности коллекторов определяются присутствием органического вещества, которое способствует образованию микрослоистых и линзовидных микроструктур. Органическое вещество не только определяет текстурную неоднородность на микроуровне, но и, сорбируясь на поверхности минеральных блоков, гидрофобизирует их поверхность, что ведет к улучшению продвижения флюидов по породе.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ГЛИНИСТЫХ ПОРОДАХ

Выдвигаются различные причины возникновения пустот в глинистых породах. Все они так или иначе связаны с разуплотнением глин и преобразованием находящегося в них глинистого вещества. При повышенном содержании ОВ, когда само оно является породообраэующим, изменение его в катагенезе приводит к дифференциации, отделению более легких и подвижных продуктов и частичному их перемещению по ослабленным зонам между блоками и по другим путям. На месте остаются более тяжелые смолисто-асфальтеновые фракции, покрывающие в виде пленок поверхности микроструктурных элементов. За счет этого механизма в породе может появиться поровое пространство. Возникающие газообразные продукты повышают внутрипоровое давление, расширяют пустоты, могут придавать им более совершенную сфероподобную форму. Многими авторами высказывается предположение, что определенную роль играют подтоки флюидов (в частности, растворов с газами) по разломам из более глубоких горизонтов. Эти потоки способствуют созданию зон  аномально высокого пластового давления (АВПД) и увеличению температуры, что, в свою очередь, усиливает преобразование органического вещества. Тектонические условия, наличие разломов являются существенными факторами формирования коллекторов. Дифференциальные движения блоков по разломам вызывают раскрытие полостей в ослабленных зонах между текстурными элементами. Поэтому лучшие притоки нефти получают из глинистых коллекторов в зонах разломов. Другой возможный механизм формирования пустот предложен Ф.Г. Гурари также на примере баженовских глин. При осаждении глинистого материала вместе с ним выпадают и раковинки планктонных организмов, в том числе карбонатные. Они образуют в породах тонкие микролинзочки. Когда начинается преобразование органического вещества (ОВ), выделяющийся СО2 способствует растворению этого карбонатного материала, на месте микролинзочки образуется ослабленный шов. При росте внутрипорового давления в этом ослабленном шве происходит микрогидроразрыв, образуются щелевидные пустоты параллельной слоистости, которые затем соединяются между собой другими трещинами литологического происхождения. Послойное образование трещин определяет анизотропию фильтрационных свойств. Кроме рассмотренных факторов, отмечается также трансформация глинистых минералов и связанная с ней дегидратация. Это также способствует разуплотнению породы и формированию пустот.

Важно подчеркнуть тесную связь возникновения пустот в глинистых породах и нефтеобразования. Нефть, образовавшаяся в этих же породах, проникая через них, раздвигает ослабленные зоны между текстурными неоднородностями и микротрещины. Здесь формируются скопления. Таким образом, текстурная неоднородность, примесь алевритового материала, включения карбонатного (скелетов планктонных организмов) и глинистого материала приводят к возникновению ослабленных зон. Возникновение пустот в этих зонах происходит под влиянием возникающих продуктов преобразования ОВ, содержащихся в породах, а также флюидов, поступивших извне (подток с больших глубин). Вероятность возникновения пустот повышается в приразломных зонах.

К моменту погружения глинистых пород на умеренные и большие глубины, а также формирования вторичного порового пространства и путей миграции, нефтепроизводящий потенциал пород бывает уже в значительной мере израсходован, а залежи углеводородов сформированы. В связи с этим образование залежей в глинистых коллекторах, по-видимому, происходит в результате перераспределения углеводородов, а в ряде случаев и за счет высокого собственного потенциала, как это имеет место в высокобитуминозных, богатых органическим веществом баженовских отложениях Западной Сибири. Таким образом, позднее время формирования удовлетворительных коллекторских свойств при погружении глин на умеренные и большие глубины - одна из причин редкой встречаемости промышленных залежей углеводородов в этих породах.

Возрастание роли глинистых пород как коллекторов нефти и газа с глубиной обусловлено как снижением пластичности глинистых пород, так и потерей ими части физически связанной воды на больших глубинах и приобретением гидрофобных свойств. Процессы катагенеза в ходе геологической эволюции существенно преобразуют глинистое вещество пород. С ростом глубины и соответственно катагенеза разбухающие пластичные минералы (монтмориллонит, гидрослюды и др ), входящие в состав глинистой породы, преобразуются в аутигенные гидрослюды, хлорит, каолинит и др. с перераспределением долей крупных и мелких микрокапилляров, снижением удельной поверхности, уменьшением емкости катионного обмена и водоудерживающих свойств, ростом гидрофобности, потерей связанной воды и увеличением хрупкости породы, что в конечном итоге ведет к повышению аккумуляционного потенциала глинистых пород. При переходе из связанного состояния в свободную фазу воды глинистых минералов приобретают повышенную растворяющую способность, нарушая сложившееся в ходе геологической эволюции равновесие между твердой и жидкой фазами, что приводит к выносу определенной доли минеральной части породы и некоторому увеличению ее пористости. По экспериментальным данным  установлено, что растворимость кремнезема при температуре, соответствующей большим глубинам (100-200 °С), в аргиллитах существенно выше, чем в алевролитах и песчаниках. Кроме того, давно замечено, что растворенный в аргиллитах кремнезем перераспределяется в песчаники и алевролиты, где и происходит его осаждение.

Экспериментальные опыты, проведенные на ряде литологических разностей в условиях фильтрации и меняющегося рН раствора, показали, что при изменении кислотности растворов адсорбированные на минеральной поверхности катионы гидролизуются и переходят в раствор. Химически инертные породы, сложенные кварцем, при снижении кислотности порового раствора адсорбируют на своей поверхности различные рудные элементы, т.е. происходит некоторое запечатывание чистых кварцевых песчаников и образование дополнительного пустотного пространства в аргиллитах и других многокомпонентных разностях пород (Птицын А.Б., Куляпина Е.Д., 1996). Этими же опытами установлена связь между изменениями кислотности и размером частиц, слагающих породу. С увеличением дисперсности наблюдается более существенная разница между исходным и конечным рН, что предполагает более интенсивные выщелачивающие реакции на поверхности именно глинистых минералов. Это предопределяет более высокий темп образования дополнительного пустотного пространства на больших глубинах именно в аргиллитах. Кроме того, к увеличению дополнительного пустотного пространства ведут и процессы преобразования монтмориллонита в гидрослюду, за счет которых высвобождается 3 % кремнезема. Экспериментальные исследования, проведенные на черных глинах с различной степенью зрелости, показали, что в наиболее зрелых глинистых отложениях, прошедших главную фазу генерации нефти, за счет неравномерных напряжений на больших глубинах образуются субгоризонтальные микротрещины, в которых давление флюида поддерживает их в раскрытом состоянии.

Потеря воды глинистыми минералами способствует также и изменению поверхностных свойств породы, определяемых степенью смачиваемости. Глинистые породы приобретают гидрофобные свойства, благоприятствующие проникновению и удержанию УВ. Так, в Институте органической и физической химии КНЦ РАН установлено, что при увеличении содержания глины в пористой среде от 0 до 20 % резко увеличивается коэффициент хемосорбированной нефти (от 2,3 до 7,0 %) и имеет место гидрофобизация глинистых минералов вследствие необратимой адсорбции нефтяных компонентов, что приводит к изменению смачиваемости пород (Юсупов Г.Н. и др., 1997).

Опыт вскрытия и изучения глинистых коллекторов в различных геологических ситуациях по данным глубокого бурения показал, что существенные отклонения в характере изменения коллекторских свойств глинистых пород с глубиной вызываются АВПД, за счет действия которых пористость наиболее глинистых разностей существенно превышает таковую песчаников, алевролитов и карбонатов. Примером могут служить данные по Колвинской глубокой параметрической и Биикжальской сверхглубокой скважинам (СГС). В разрезе Биикжальской СГС на глубине 5-6 км глинистые породы имеют пористость до 15 %, в то время как песчано-алевритовые - не более 13,5 % (Прошляков Б.К., Дмитриевский А.Н., 1977).

Более высокие коллекторские характеристики глубокопогруженных глинистых пород по сравнению с таковыми безглинистых разностей объясняются также и различиями их постседиментационных преобразований на поздних стадиях катагенеза в условиях больших глубин. В глинистых породах при высоких температурах и давлениях интенсифицируются процессы выщелачивания карбонатного вещества и других минералов при воздействии высвобождаемой с поверхности глинистых минералов физически и химически связанной воды, обладающей аномальными свойствами и химической агрессивностью. Присутствие ОВ в глинах, являющихся мощным катализатором, еще более резко усиливает интенсивность протекания химических реакций (за счет выделяющихся органических кислот), что подтверждено экспериментально.

В безглинистых разностях терригенных пород на больших глубинах повсеместно наблюдаются опережающая (по сравнению с глинистыми породами) перекристаллизация с уменьшением объема пустот и цементация порового пространства вторичными карбонатами и другими аутигенными минералами при циркуляции в них минерализованных пластовых вод и продвижении флюидов, "отжатых" из глинистых пород. Феномен цементации (запечатывания) песчаников и алевролитов, контактирующих с глинистыми породами ("фильтрационный эффект"), широко распространен в меловых, юрских и триасовых терригенных отложениях Западной Сибири (Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C., 2000), в том числе и в разрезе Тюменской СГС. В последней значительная часть песчаников, характеризующаяся высокой проницаемостью, попав в зону катагенеза, на глубине более 4 км из-за аутигенной минерализации стала практически непроницаемой (Сиротенко Л.В., Горбачев В.И., 2000). В данных песчаниках практически отсутствует связь коллекторских параметров с гранулометрическими характеристиками: медианным размером зерен и коэффициентом сортировки. Кроме того, в нефтенасыщенных песчаниках при усиливающемся с погружением пород выносе жидких УВ за пределы пласта как в водорастворенном, так и особенно в газорастворенном виде, сопровождающемся деасфальтизацией нефтей уже в зоне мезокатагенеза, происходит запечатывание порового пространства твердыми битумами. В первую очередь в этот процесс вовлекаются наиболее проницаемые из нефтенасыщенных пород. Например, в тюменской свите разреза Тюменской СГС на глубине 4,0-4,1 км поровое пространство песчано-алевролитовых пород в значительной степени заполнено асфальтенами, повторяющими конфигурацию первичных пор.

 

 

 

ОПИСАНИЕ И ОСОБЕННОСТИ НАИБОЛЕЕ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

В Прикаспии в подсолевой толще Акжар-Актюбинской зоны глинистые коллекторы, выявленные в нижнепермских терригенных отложениях (Саввин В.А., 1998), залегают среди тонких прослоев песчано-алевролитовых и известковистых пород. Залежи не контролируются структурными факторами и находятся за пределами локальных поднятий. Пористость песчаников и алевролитов не превышает 10 %, известковистых разностей - 1 %. В противоположность им аргиллиты, имеющие чешуйчато-листоватую текстуру, обладают пористостью, достигающей 16,5 %, а иногда и 24 %. Указанные отложения характеризуются АВПД с коэффициентом аномальности 1,49-1,84. На ряде объектов зафиксированы пульсирующие притоки нефти, характерные для трещинных коллекторов. По данным ГИС притоки нефти получены из пластов с высокой гамма-активностью (более 64,5*10 -14 А/кг). Петрофизические исследования керна из этих пластов позволили установить, что высокой радиоактивностью характеризуются аргиллиты. Средняя эффективная пористость составляет для аргиллитов 7,8 %. При этом наблюдается общая тенденция увеличения дебитов с глубиной.

В нижнедевонских отложениях, вскрытых Колвинской глубокой параметрической скважиной, наиболее высокими емкостными свойствами обладают аргиллиты, у которых пористость в зоне развития АВПД достигает 14 %, в то время как у карбонатных пород того же возраста она не превышает 5 %. Вопреки сложившимся представлениям с ростом глинистости пород здесь наблюдается увеличение открытой пористости. Особый интерес представляют глинистые пласты, залегающие на глубине более 4602 м непосредственно под интрузиями долеритов, являющихся идеальной покрышкой. Данная подынтрузивная толща сложена переслаивающимися аргиллитами и мергелями, обладающими сравнительно невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, но тем не менее - газонасыщенными. Газонасыщенность исследуемого интервала с глинистыми коллекторами установлена по результатам комплексной интерпретации методов ГИС. По данным пластовой наклонометрии и высокочувствительной термометрии в этом интервале наблюдается падение температуры и пласты характеризуются как трещиноватые зоны. Кроме того, глинистая подынтрузивная толща достаточно четко выделяется как проницаемая зона по материалам повторных замеров ГИС. Суммарное содержание газов по газовому каротажу для нее достигает 5-12 %, что указывает на присутствие здесь небольшой залежи газа. Наличие нетрадиционных глинистых коллекторов под интрузией на глубине > 4602 м подтверждается и результатами испытаний. По данным опробование пласта на кабеле (ОПН) на глубине 4605 м при испытании получен разгазированный буровой раствор. Нижезалегающая толща аргиллитов (глубина > 4626 м) по данным комплексной интерпретации ГИС также характеризуется как глинистый коллектор с пористостью 7-11 %.

Баженовская свита, относящаяся к верхнеюрским отложениям, залегает на глубине 3783-3844 м и находится в главной зоне генерации нефти. Органическое вещество преимущественно сапропелево-гумусового типа (концентрация от 1,5 до 14,8 %, средняя - 4,7 %) преобразовано до градаций раннего и среднего катагенеза (MK1-2). Породы характеризуются в целом низкими коллекторскими свойствами: открытая пористость составляет 3-6 %, проницаемость чаще всего - менее 0,1 фм2 (см. рис. 2 ). Баженовская свита перекрывается мощной непроницаемой толщей аргиллитов мегионской свиты, что обусловило закрытость системы и соответственно специфику генерационно-аккумуляционных процессов в ней.

Степень реализации нефтегенерационного потенциала, определяемая по совокупности битуминологических и пиролитических характеристик ОВ, изменяется с глубиной от 16 до 64 %. В то же время степень реализации эмиграционного потенциала не превышает в среднем 40-50 % для кровли и подошвы свиты, большинство образцов в центральной части свиты сингенетичны и не затронуты эмиграцией.

По характеру распределения 6и-тумоидов баженовская свита подразделяется на три части (интервалы 3773-3802; 3802-3824; 3824-3863 м). В кровле и подошве преобладают сингенетичные остаточные битумоиды (38-51 %), а паравтохтонные (до 12 %) присутствуют в количествах, обычных для главной фазы нефтеобразования (ГФН).

Состав битумоида нейтральный масляный, соответствует составу битумоида смешанного сапропелево-гумусового вещества в главной зоне нефтеобразования (ГЗН): масла - 51,2-52,7 %; смолы - 27,5-33,6 % (легкие - 7,4-13,3 %; тяжелые - 19,0-21,7 %); асфальтены - 15,3-19,8 % (интервалы изменения средних значений по выделенным пачкам). Отношение асфальтенов к смолам (асф/см) составляет 0,5-0,7, максимальное наблюдается в центральной части свиты. Отношение метаново-нафтеновых к нафтеноароматическим УВ (МН/НА) изменяется по средним значениям в пределах 2,4-2,7 и увеличивается в кровле и подошве. В кровле заметно увеличивается коэффициент нейтральности битумоида (Кн) до 3,2, составляя в центральной и нижней частях свиты 2,5. В кровле же наблюдаются и максимальные значения коэффициента b - до 66,8 %. К верхней части свиты приурочены также максимальные выходы десорбированных (температура десорбции - 200 °С) УВ-газов (С2+В). В их составе доминируют гомологи метана предельного ряда - 64,1 %, на долю метана приходится 23,8 %. Наблюдается связь между составом битумоидов (а именно его нейтральностью Кн) и выходом сорбированных газов С2+В, коэффициент корреляции составляет 0,61. Максимальное содержание тяжелых УВ-газов присуще углистым пропласткам, что объясняется как повышенными сорбирующими свойствами породы, так и их рассланцованностью и увеличенной трещиноватостью, создающими благоприятные условия для аккумуляции УВ.

Центральная часть баженовской свиты (интервал 3802-3824 м) резко отличается от кровли и подошвы преобладанием в породах сингенетичных битумоидов (45 %) и паравтохтонных разностей (37 %). Последние приурочены к небольшим участкам с повышенной проницаемостью на глубине 3812-3814 и 3822-3824 м. Наиболее плотный (непроницаемый) интервал 3795-3805 м характеризуется присутствием только сингенетичного битумоида и пониженным выходом всех газов, как метана, так и его гомологов. В составе этих газов суммарное содержание (абсолютные значения) тяжелых УВ предельного ряда снизилось по сравнению с таковым верхней зоны примерно вдвое, а метана - в 1,7 раза. Коэффициент нейтральности битумоидов здесь несколько понижен (2,0).

В подошве баженовской свиты наиболее высокие значения коэффициента нейтральности битумоида, равно как и содержаний петролейно-эфирных битумоидов (0,04-0,08 %), отмечены в интервалах с повышенной проницаемостью, а также в пропластках, представленных углистым пиритизированным аргиллитом (глубины 3825-3830, 3834-3835, 3837-3838 м), на этих же глубинах отмечены повышенные содержания тяжелых УВ-газов (Сиротенко О.И., Титова Г.И., Белоконь Т.В., 2000).

В целом от кровли к подошве наблюдается уменьшение средних значений b, которые составляют 15,5; 11,8 и 8,6 % в верхней, центральной и нижней частях баженовской свиты соответственно, заметно увеличение перемещенных нейтральных разностей в кровле и преобладание остаточных битумоидов в подошве, в центральной части меньше фиксируется перемещенных битумоидов в породе, увеличен процент сингенетичных разностей.

Примечательно и то, что рассчитанный миграционный индекс Ml для закрытых и открытых пор < 1 (0,35-0,54), что формально интерпретируется как миграция УВ извне, однако в нашем случае происходит лишь перераспределение УВ внутри самой баженовской толщи. Характер распределения битумоидов в открытых и закрытых порах не противоречит высказанному предположению. Отмечается более окисленный "остаточный" состав битумоидов в закрытых порах по сравнению с нейтральным миграционным характером битумоида в открытых порах. Так, состав хлороформенного битумоида в закрытых порах следующий: масла - 37,3 %; смолы - 46,8 % (легкие - 11,2 %; тяжелые -35,6 %); асфальтены - 17,1 %. В открытых порах зафиксирован битумоид следующего среднего состава: масла - 64,5 %; смолы - 26,1 % (легкие - 8,6 %; тяжелые - 17,5 %); асфальтены - 9,4 %. Судя по всему, мы наблюдаем картину первичного перераспределения УВ в породе, в результате которого часть порового пространства заблокирована асфальтово-смолистой составляющей OB, a сообщающиеся поры заняла максимально приближенная по составу к нефти рассеянная микронефть. Данные по газам закрытых пор пород (Прасолов Э.М., 1993, 1996) в целом подтверждают наблюдаемую картину: в закрытых порах пород баженовской свиты отмечается заметное преобладание тяжелых газовых УВ над метаном. Метан практически отсутствует в закрытых порах в верхней и средней частях свиты и лишь в самых низах свиты в двух образцах из интервала 3843,1-3863,5 м появляется в количестве 0,17-0,18 см3/кг, преобладая над тяжелыми УВ-газами (0,02-0,10 см3/кг) (Сиротенко О.И., Титова Г.И., Белоконь Т.В., 2000).

Можно полагать, что в настоящее время баженовская свита находится на стадии ГФН в условиях затрудненного оттока генерируемых продуктов. В ней заметны перемещения битумоидов с некоторым преобладанием миграционных разностей в кровле и более остаточным их характером в подошве. Перемещение битумоидов внутри толщи происходило в газорастворенном состоянии, о чем свидетельствуют синхронные изменения концентраций жидких и газообразных УВ в разрезе свиты. Следствием подобного механизма миграции и сопровождающего миграцию хроматографического эффекта явилось заблокирование части порового пространства асфальтово-смолистыми продуктами и заполнение сообщающихся пустот миграционноспособной жидкой микронефтью. Аккумуляции УВ в промышленных масштабах не произошло: индекс нефтяной продуктивности OPI, находящийся в пределах 0,15-0,29, нигде по разрезу свиты не превышает 0,5. В то же время нет оснований предполагать значительных потерь свитой генерированных жидких продуктов: баженовская свита перекрывается мощной толщей тоарского флюидоупора, кроме того, сама баженовская свита является практически непроницаемой, особенно в центральной части. Отсутствие признаков баженовской нефти в вышележащих отложениях по биомаркерам отмечается М.Г. Фриком (2000).

Тюменская свита, находящаяся на завершающей стадии ГФН, также позволяет судить о геохимических аспектах генерационно-аккумуляционных и катагенетических процессов в условиях относительно открытой системы (переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников). Породы тюменской свиты (см. рис. 3 ), залегающие на глубине 4,0-4,6 км и преобразованные до градаций катагенеза МК2-3, содержат от 0,1 до 22,2 % органического углерода с битуминозностью от 2,1 до 65,5 %. Количество эпибитумоидов составляет 43 %. Аргиллиты и алевролиты, содержащие сапропелево-гумусовое ОВ, заметно отличаются по групповому составу битумоида. В аргиллитах присутствует более восстановленный битумоид состава масла - до 50,11 %, смолы - 27,33-38,00 %, асфальтены -22,56-34,20 %. Отношение МН/НА составляет 2,0-4,9, асф/см - 0,8. В то время как в алевролите битумоид имеет более "тяжелый" остаточный характер, масла -30 %, смолы - 18,65-49,00 %, асфальтены -20,0-50,6 %. Отношение МН/НА понижено по сравнению с таковым битумоидов аргиллитов и составляет 1,4-1,7, а отношение асф/см, напротив, повышено и достигает 3,0, составляя в среднем 2,7. Коэффициент эмиграции для аргиллитов (0,2-0,3) несколько понижен по сравнению с таковым для алевролитов (0,3-0,4).

Кроме эмиграции, на наш взгляд, на утяжеление состава битумоидов оказало влияние выпадение асфальтенов в результате выноса газами жидких УВ из толщи, причем этот процесс протекал более интенсивно в алевролитах и песчаниках, чем в аргиллитах, в результате чего остаточный битумоид приблизился по составу к мальтам и асфальтам уже в ГЗН, а переходящие в нерастворимую часть асфальтены существенно уменьшили поровое пространство породы. Этот процесс также отчетливо фиксируется и по составу битумоидов в открытых и закрытых порах ( рис. 5 ), закономерности изменения которого в наблюдаемом нами диапазоне одинаковы как для аргиллитов, так и алевролитов и прямо противоположны общепринятой интерпретации состава битумоидов в открытых и закрытых порах на ранних градациях катагенеза (Белецкая С.Н., 1982, 1988). Состав битумоидов в закрытых порах более тяжелый и асфальтеновый (асфальтенов до 49,3 %), на УВ-часть приходится не более 31 %, при этом максимальное содержание метаново-нафтеновых УВ составляет 26,6 %. В открытых порах битумоиды смолистые (25,44-61,40 %), с пониженным содержанием асфальтенов (8,6-9,8 %), часто маслянистые (до 66,3 % УВ, в том числе - 56,6 % метаново-нафтеновых).

На наш взгляд, такой "парадоксальный" состав битумоидов в открытых и закрытых порах объясняется особенностями эмиграции УВ в газорастворенном состоянии, в результате которой так называемые закрытые поры, утратив связь с первичным поровым пространством, стали представлять собой заблокированную высаждающимися асфальтенами часть порового пространства породы с содержащимся в нем тяжелым остаточным битумоидом. Этот процесс блокировки порового пространства в разрезе Тюменской СГС повсеместен, но более интенсивен в открытых системах: на уровне свит - при частом переслаивании материнских свит с коллектором, примером которого является тюменская свита, на уровне пород - в песчаниках и пористых алевролитах.

В нефтематеринских аргиллитах свиты (глубина 6011-6424 м) нефтематеринский потенциал ОВ на современном этапе практически исчерпан, степень его реализации достигает 95 %.Коэффициенты эмиграции изменяются предположительно от 0 до 0,6-0,9. К эмиграции УВ добавился процесс катагенного разрушения жидких УВ, что может дать эффект их полного удаления (эмиграции жидких УВ) из свиты.

В настоящее время практически все битумоиды в пурской свите (см. рис. 4 ) имеют остаточный характер, в том числе и эпигенетичные в алевролитах и песчаниках. Максимальные значения b составляют 12,5 % (Сорг = 0,11 %) в алевролите с глубины 6290,9-6304,4 м и 9,38 % (Сорг = 0,29 %) в песчанике с глубины 6066,65-6076,65 м. В остальных образцах b не превышает 4-5 % в песчаниках и алевролитах и 2-3 % - в аргиллитах. Более половины образцов (56 %) содержат менее 1 % битумоида, 60 % образцов имеют b < 2 % (Фрик М.Г., Горбачев В.И., Белоконь Т.В.,1994; Сиротенко О.И., Сиротенко Л.В., 2000). По пониженным коэффициентам эмиграции (0-0,3), повышенному показателю OPI (> 0,5), заметному увеличению битуминозности и пиролитического параметра S1/Copr до 10-12 и 14-16 % соответственно (Фадеева Н.П., Корчагина Ю.И., Горбачев В.И., 1996), а также увеличенным газопоказаниям с повышенной долей в них гомологов метана интервалы 6020-6038 м и особенно 6066-6076 и 6080-6090 м выделяются как возможно нефтеносные в геологическом прошлом пласты. По битуминологическим показателям, предложенным Е.С. Ларской [3], таким как содержание хлороформенного битумоида по шлифу - 20-40 кг/м3, а по аналитическим определениям - 0,7-12,5 кг/м3, содержание УВ в ХБА (27-70 %), асфальтенов (8-21 %), отношение бензольных смол к спиртобензольным (0,25-5,80), отношение метанонаф-теновых к ароматическим УВ (2,2-2,4), максимум н-алканов (25-27), в этих интервалах в низкопористых глинистых коллекторах в настоящее время прогнозируется вторичная газоконденсатная залежь. Значительное повышение показателя (С2+В)/С1 до 10-15 в алевролитах на глубине 6011-6028 м также может свидетельствовать о присутствии в указанном интервале газоконденсата.

Использование палеотектонических реконструкций и модели прогрева позволяет представить формирование и переформирование залежи УВ в пурской свите следующим образом. Нефтематеринская пурская свита вступила в ГФН приблизительно 150 млн. лет назад в конце позднеюрской эпохи на палеоглубине 2 км и находилась в ней почти 50 млн. лет до конца раннемелового времени.

Во время прохождения ГЗН в монолитной глинистой толще в верхней части свиты микронефть оказалась рассеянной в породе, что помешало ее эмиграции из нее. На современном этапе подобную картину мы наблюдаем в центральной части баженовской свиты. Сапропелево-гумусовый состав ОВ и его содержание (от 0,2 до 1-3 %, реже до 5 %) в пурской свите оказались недостаточными для образования залежи нефти по доманиковому типу.

Латентная микронефть, заключенная в породе, некоторое время подвергалась катагенному преобразованию, и на рубеже градаций катагенеза МК5/АК1 рассматриваемый интервал достиг зоны разуплотнения (для глинистых пластов ~4,5 км), где началось формирование трещинного коллектора и одновременно его заполнение сингенетичной легкой газированной нефтью.

Процессы формирования залежи, ее катагенного преобразования в сторону облегчения состава, а также растворения в образующихся в больших количествах углеводородных и углекислом газах и поступающем из нижних горизонтов метане происходили практически одновременно на протяжении ~50 млн. лет существования в рассматриваемом интервале верхней части. В палеогене (-50 млн. лет назад) газоконденсатная залежь вошла в катагенетическую зону градации АК2, где несомненно, подверглась последующему катагенному разрушению, а также в гораздо большей степени выносу поступающими снизу газами за пределы свиты.

Однако высокие давления, воздействие значительных температур (175-200 С) в течение относительно непродолжительного в геологическом смысле времени (50-70 млн. лет), концентрированная форма залегания УВ - все это способствовало консервации залежи сначала легкой газированной алкановой нефти, а затем и газоконденсата на рассматриваемых глубинах (6,0-6,5 км).

Отдельно следует отметить особенности деструкции жидких УВ и их выноса газами из свиты в разных литотипах пород. Фактический материал позволяет утверждать, что деструкция жидких УВ более активно протекала в относительно открытых системах, т.е. в нашем случае - в песчаниках и алевролитах. Так, в алевролитах и песчаниках пурской свиты наблюдается, помимо "облегчения" состава битумоида (уменьшение содержания асфальтенов до 7,5-19,7 против 16,3-40,9 % в аргиллитах), заметный сдвиг в сторону обогащения алканового состава УВ. В образце с глубины 6184,8-6194,0 м УВ в битумоиде практически полностью метановые (МН = 35,3 %, А = 0,000001 %), в алевропесчанике с глубины 6398,6-6409,6 м метано-нафтеновые УВ существенно преобладают над ароматическими (41,25 и 0,72 % соответственно). В алевролитах с глубины 6412,9- 6426,8 м содержание алкановых УВ (36,7 %) превышает концентрацию ароматических (8,46 %) более чем в 4 раза.

 

 

 

 

ГЛАВА 2

КРЕМНИСТЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Кремнистые коллекторы также относятся к нетрадиционным. Роль их в нефтедобыче пока невелика, хотя в отдельных районах мира заметна. В калифорнийских бассейнах США кремнистые породы образуют продуктивные горизонты на целом ряде месторождений, в том числе таких крупных как Пойнт-Аргуэльо на шельфовом продолжении бассейна Санта-Мария. В Мексике давно известны скопления в вулканических породах. У нас в стране открыты нефтяные месторождения в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах палеогенового возраста (Самгори в Грузии, Мурадханлы в Азербайджане и др.). Имеются нефтепроявления и мелкие месторождения, связанные с измененными породами различного состава, гранитными в Казахстане (Оймаша), серпентинитовыми и эффузивными на Кубе, в Японии и других районах. Все эти примеры, помимо практических вопросов формирования и разработки этих необычных коллекторов, имеют и

теоретическое значение в отношении генезиса УВ.

Кремнистые породы - силициты образуются чаще всего на континентальных

окраинах, чаще активного типа. Возникновению биогенных разностей силицитов способствуют условия апвеллинга и другие обстановки, связанные с подъемом в верхние слои водного бассейна элементов, активно используемых кремнестроящими организмами. Их отмирание и захоронение материала способствует повышению содержания OB в образующихся осадках. Это мы видим уже на примере баженовской свиты Западной Сибири, в которой в ряде случаев сочетается высокое содержание кремнезема (остатки радиолярий) с высоким содержанием Со р г . Еще ярче это проявляется в таких толщах, как формация Монтереи в Калифорнии, кремнистые породы которой содержат более 20% (иногда до 50%) . К такому же типу толщ приближается пиленгская свита на восточном Сахалине.

Особенными чертами этих кремнистых отложений является то, что они, как и глины баженовской свиты, объединяют в себе свойства нефтематеринских и нефтесодержащих пород. Косвенное влияние на расцвет организмов с кремневым скелетом оказывает вулканизм. В связи с этим обоснованным является выделение туфогенно-кремнистых ассоциаций, характерных для отложений бывших и настоящих окраинных морей, ограниченных вулканическими островными дугами на активных континентальных окраинах.

Возникновение разных типов кремнистых пород из первично органогенных

кремнистых осадков связано с постседиментационным перераспределением

кремнезема, изменением его минеральной формы и перестройкой структуры осадка, а затем и породы. Скорлупки диатомовых водорослей, радиолярий и других организмов образуют ажурный скелет с большим пустотным пространством. Структурные особенности слабо измененных диатомитов характеризуются следующими параметрами: средний эффективный диаметр биопустот изменяется от 0,8 до 4 мкм, удельная поверхность составляет 12-15 м2/г, общий объем пустот более 0,5 смЗ/г, пористость 30% и выше. В пустотном пространстве содержатся глинистое и органическое вещества: в последнем за счет остатков диатомовых водорослей бывает высокое  содержание наиболее легко преобразуемых липидных компонентов. В осадке диатомовые скорлупки растворяются полностью или частично, органогенная структура разрушается. В растворе кремнезема затем образуются агрегаты аморфного высокообводненного геля с высокоэнергетической поверхностью, на которой хорошо сорбируется OB. Это обстоятельство, по-видимому, способствует относительно ранней генерации УВ из благоприятного липидного материала. Процесс нефтеобразования протекает в тесной связи с трансформацией минеральных форм. В дальнейших преобразованиях кремнезема есть несколько переломных точек. Они связаны с уходом воды и раскристаллизацией геля. Сначала уходит свободная, затем рыхло связанная вода. Уход гидроксильных групп с поверхности связан с изменением структуры вещества. Начинается раскристаллизация кремнезема, возникает опал, формируется глобулярная структура с более простым строением пор (см. рис. 44), величина удельной поверхности снижается до 7-10 м3 / г , поры укрупняются до 4-10 мкм. Постепенно окристаллизованность улучшается, возникает агрегатно-сферовая кристалломорфная структура. Формируются опоковидные силициты типа порцелланитов. Пористость может достигать 40-44%. По-видимому, в это время сингенетично образующиеся нефтяные УВ заполняют поровое пространство.

Развитие трансформации кремнезема приводит к возникновению кварца и халцедона с неупорядоченной структурой. Дальнейшая перекристаллизация ведет к образованию халцедон-кварцевых пород (кремней), в которых развивается интенсивная микротрещиноватость. Плотность свободных трещин в этих кремнистых породах достигает 2 тыс. на квадратный метр. Трещинная проницаемость составляет 200·10- 1 5 М2 и выше, трещинная пористость - 2,6-3,0%. Нефть находится в порах матрицы и в трещинах. На основе механизма противоточной капиллярной пропитки она может выйти из этой системы пустот. При заполнении их водой кремнистые породы подобно тому, как это отмечалось в случае глин, теряют коллекторские свойства. Такие коллекторы изучены А. И. Юрочко, Р. В. Данченко и др. на примере пиленгской свиты неогена в месторождении Окружном на Сахалине. По-видимому, такими же по типу они являются и в составе формации монтерей в Калифорнии.

ОСОБЕННОСТИ ВЕЩЕСТВЕННОГО СОСТАВА И ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ  КРЕМНИСТЫХ И ГЛИНИСТО-КРЕМНИСТЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ОКРУЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ (О. САХАЛИН)

Кремнистые породы широко распространены в осадочных бассейнах северной части Тихоокеанского подвижного пояса. Впервые их промышленная нефтегазоносность была установлена на месторождении Санта-Мария в Калифорнии, связанном с так называемыми кремнистыми сланцами формации монтерей миоценового возраста.

К подобным породам приурочено Окружное месторождение нефти на восточном побережье Сахалина. Основной продуктивный горизонт здесь - пиленгская свита миоценового возраста мощностью от 100 до 500 м и более, представленная тонким переслаиванием пелитоморфных кремнистых и глинисто-кремнистых пород с единичными маломощными прослоями туфов, песчаников и алевролитов. Продуктивные отложения перекрыты глинистыми породами борской свиты и образуют пластовую ловушку высотой около 600 м, которая практически до замка заполнена нефтью. Породы пиленгской свиты характеризуются интенсивной трещиноватостью(рис. 1), благодаря чему в пределах столь мощной толщи существует единая гидродинамическая система.

Рис. 1. Пришлифовка образца пород пиленгской свиты

 

 

 Трещиноватость пород определяет и их сравнительно хорошие фильтрационные свойства, о чем свидетельствуют результаты испытания скважин, в которых получены притоки нефти с дебитами до 156 т/сут.

Учитывая своеобразие и сложность строения рассматриваемых пород-коллекторов, их изучение возможно только при определении широкого круга разнообразных параметров и комплексном использовании полученных результатов. Так, при исследовании вещественного состава и физических свойств пород использовали: литолого-петрографический метод - 450 определений; силикатный анализ-145; рентгеноструктурный анализ-15; ИК-спектроскопию и дифрактометрию-10; абсолютную пористость- 525; открытую пористость, по методу Преображенского - 652; абсолютную газопроницаемость матрицы на установке ГК-5 - 220; нефтенасыщенность прямым методом в аппаратах Закса на образцах с естественным насыщением, отобранных из продуктивной части горизонта на растворе с нефтяной основой - 60; трещинные параметры (трещинные пористость и проницаемость, плотность трещин) в шлифах и аншлифах по методу ВНИГРИ - 317. Привлекались также определения органического углерода - 220, люминесцентно-битуминологического анализа - 220, люминесцентной микроскопии - 31, электронной микроскопии- 14. Кроме того, были учтены результаты полевых работ по изучению трещиноватости в районах выхода пород на дневную поверхность, отдельные параметры, применяемые при подсчете запасов нефти и газа, и результаты опытно-методических работ, выполненных в центральной лаборатории ПГО Сахалингеология.

Основные компоненты кремнистых и глинисто-кремнистых пород - аутигенный кремнезем, глинистые минералы и обломочный материал, смешанные в различных пропорциях.

Обломочный материал представлен частицами мелкоалевритовой размерности, имеющими пирокластический и реже терригенный характер. Пирокластические обломки состоят из андезитов и плагиоклазов, терригенные - преимущественно из кварца. Содержание обломочного материала незначительно и редко превышает 20 %. Поскольку тип цементации базальный, наличие ограниченного объема обломочных частиц не оказывает никакого влияния на емкостно-фильтрационные свойства пород.

Глинистые минералы по результатам рентгеноструктурного анализа представлены гидрослюдой и смешаннослойным гидрослюдисто-монтмориллонитовым комплексом. Гидрослюда составляет наиболее крупные частицы пелитовой фракции; ее содержание не превышает 10 % от общего объема. Смешаннослойный гидрослюдисто-монтмориллонитовый комплекс, судя по широкому распространению его в прослоях витрокластических туфов, превращенных в бентонитовую глину, образовался вследствие разложения тонкой витрокластики. Содержание глинистых минералов варьирует в пределах 5-55%.

Кремнистый материал присутствует в виде опала, кристобалита, халцедона. По результатам дифрактометрии и ИК-спектроскопии. наиболее распространенной модификацией кремнезема является кристобалит. Все минералы кремнезема имеют форму глобулей (рис. 2).

Рис. 2. Опоковидный силицит

 

Сфотографирован с помощью сканирующего электронного микроскопа, x3000 раз. Шарообразные выделения - глобули кристобалита

 

Глобулярная структура кремнезема свидетельствует об его коагуляции и выпадении из растворов. Однако наличие в породах скелетных остатков планктонных кремнеорганизмов, и в первую очередь полурастворенных опаловых панцирей диатомей, а также результаты исследований подобных пород формации монтерей, Западной Камчатки и юго-запада России позволяют предполагать преимущественно органогенную первичную природу кремнезема. Постседиментационные преобразования биогенного кремнезема, по-видимому, происходили в такой последовательности: растворение скелетных форм кремнеорганизмов, перераспределение кремнезема в осадках, вторичное его осаждение, переход неустойчивых модификаций кремнезема в устойчивые. Содержание свободного кремнезема изменяется от 35 до 85 %.

Помимо основных породообразующих компонентов в породах присутствуют новообразования пирита, кальцита, сидерита и глауконита, суммарное содержание которых редко достигает 10 %.

По соотношению кремнистого и глинистого материалов породы разделены на кремнистые и глинисто-кремнистые. К первым относятся разновидности, в которых кремнезем составляет более 55 % объема породы, ко вторым - менее 55 %. Граничное содержание кремнезема выбрано по уровню изменения внешнего облика пород и их физических свойств.

Среди кремнистых пород выделены опоковидные силициты (по внешнему сходству с опоками) и халцедонолиты. Опоковидные силициты представлены светло-серыми разностями и отличаются от халцедонолитов, имеющих самую разнообразную окраску, преимущественно модификацией кремнезема. В опоковидных силицитах преобладает кристобалит; в халцедонолитах присутствует халцедон с незначительной примесью менее устойчивых модификаций кремнезема.

Глинисто-кремнистые породы названы кремнистыми аргиллитами. Это темно-серые разновидности, содержащие кремнезем в виде кристобалита и частично опала. Резкое различие в окраске опоковидных силицитов и кремнистых аргиллитов обусловлено более высоким содержанием в последних глинистого материала.

Опоковидные силициты составляют около 50 % объема свиты, кремнистые аргиллиты - 35-40 %, халцедонолиты - 5-10 %. Породы ритмично переслаиваются, мощность отдельных прослоев 1-5 см.

Выделенные литотипы различаются как по вещественному составу, так и по физическим свойствам (см. табл. 1).

 

Таблица1. Вещественный состав и петрофизические характеристики кремнистых и глинисто-кремнистых пород Окружного месторождения (по керну)

Название породы	Содержание, %			Плотность открытых трещин, 1/м	Открытая пористость, %		Абсолютная проницаемость, n*10-3 мкм2		Нефтенасыщенность по прямому методу, %	Коэффициент вытеснения нефти водой
	свободного кремнезема	глинистых минералов	обломочного материала		матрицы	трещинная	матрицы	трещинная
Опоковидные силициты	57-80*	10-35	5-10	128-1050	6-26	0,07-0,85	<0,01	7,40	31-62	1,0-0,15
	72	20	6	460	16	0,37		19	45	0,25
Халцедонолиты	72-85	5-30	0-10	50-709	8-25	0,09-0,34	<0,01	4-16	39-57	0,1-1,0
	78	18	5	326	14	0,23		10	47	0,55
Кремнистые аргиллиты	35-53	20-55	10-25	60-641	7-15	0,06-0,64	<0,01	3-38	17-60	1,0-0,98
	44	38	17	265	10	0,23		13	38	0,99

*В числителе - пределы изменения, в знаменателе - среднее значение.

 Их особенностью является высокая трещиноватость. Наблюдаются тектонические и диагенетические трещины. Первые обособляются в три системы: одна проходит по напластованию; две другие образуют с трещинами первой двугранные углы 60-90°, а между собой - 45-82°. Плотность трещин систем примерно одинаковая и составляет 12-20/м, раскрытость их 1-3 мм и более. Среди диагенетических трещин выделяются две группы: первая характеризуется субпараллельной ориентировкой их относительно друг друга и слоистости; вторая представлена слабоизвилистыми трещинами типа сутурных швов, развитых под углами 45-70° к слоистости. Плотность открытых трещин этих групп 50-1050/м, раскрытость 5-55 мкм. Степень трещиноватости пород прямо зависит от содержания кремнезема и его преобладающей модификации(рис. 3, а).

Рис. 3. Основные зависимости между физическими свойствами пород и их вещественным составом (а)

 

Матрица пород практически непроницаемая, открытая пористость ее может достигать довольно значительных величин, что обусловлено своеобразной глобулярно-пластинчатой микроструктурой пелитовой составляющей. Исследования под электронным микроскопом показали, что свободный кремнезем выделяется в виде глобулей диаметром 0,8-4 мкм, беспорядочно рассеянных в породе или образующих крупные почковидные агрегаты - глобулиты (см. рис. 2). Глобули имеют правильную шарообразную форму с зачатками кристаллографической огранки. Интенсивность огранки возрастает по мере перехода опала в более устойчивые модификации и наиболее характерна для халцедона. Глобули кремнезема образуют жесткий каркас, полости которого рыхло заполнены пластинками глинистых минералов, ориентированных по наслоению. Описанная микроструктура характеризуется существенным незаполненным пространством, приуроченным преимущественно к участкам развития глобулей. Поры между ними имеют треугольную и четырехугольную форму, размеры их редко достигают 4 мкм. Объем порового пространства определяется числом глобулей и плотностью их упаковки. Наиболее крупные поры отмечаются в опоковидных силицитах (около 30 % пор диаметром 1-4 мкм, остальные меньше 1 мкм); в кремнистых аргиллитах и халцедонолитах их сечение не превышает 1 мкм. Последние отличаются высокой плотностью упаковки глобулей, обусловленной кристаллографической огранкой халцедона, в результате чего для этих пород уже не улавливается четкая зависимость открытой пористости матрицы от содержания кремнезема (см. рис. 3, б).

 

 

Рис. 3. Основные зависимости между физическими свойствами пород и их вещественным составом (б)

 

 

 

Между пластинками глинистых минералов развиты редкие щелевидные поры раскрытостью до 0,5 мкм, которые не оказывают заметного влияния на емкостные свойства. Однако данные поры, как и густая сеть диагенетических трещин, обеспечивают связь между участками развития глобулей, о чем может свидетельствовать незначительная разница между абсолютной и открытой пористостью, не превышающая 1-2 %.

Гидрофильность пород и наличие субкапиллярных и тонких капиллярных пор создают благоприятные условия для заполнения открытых пор матрицы только остаточной водой, не участвующей в фильтрации. Это подтвердилось при моделировании остаточной водонасыщенности методом центрифугирования, по результатам которого содержание воды составило 90-98 % от объема открытых пор. Иными словами, если бы первоначально породы были насыщены водой, то нефть не смогла бы проникнуть в поры матрицы и находилась бы только в трещинах. На самом же деле последующие прямые определения на образцах с естественным насыщением убедительно показали, что в матрице есть нефть и содержание ее доходит до 62 % объема пор. В результате изучения этого обстоятельства установлено, что при погружении образцов с естественным насыщением в модель пластовой воды происходит интенсивное вытеснение нефти (рис. 4) за счет противоточной капиллярной пропитки образцов водой, обусловленной формированием остаточной воды, которую порода может удерживать, вследствие чего удаляется равноценный объем нефти.

Рис. 4. Вытеснение нефти из образца с естественным насыщением при процессе противоточной капиллярной пропитки в лабораторных условиях

 

Образец находится в стакане, заполненном моделью пластовой воды. Каплеобразные выделения - вытесненная нефть.

В лабораторных условиях этот процесс длился 3-4 сут. и в ряде случаев завершался полным замещением нефти водой. Количественная оценка вытесненного объема нефти проводилась по схеме: выбирали однородный образец с естественным насыщением, делили его на две части; на одной определяли первоначальную нефтенасыщенность прямым методом, другую помещали в модель пластовой воды и после завершения процесса противоточной капиллярной пропитки определяли прямым методом остаточную нефтенасыщенность. По полученным результатам рассчитывали коэффициент вытеснения - отношение замещенного объема нефти к первоначальному. Для кремнистых аргиллитов коэффициент вытеснения преимущественно равен единице (см. рис. 3, г), для опоковидных силицитов он значительно ниже, что можно объяснить наличием в этих породах более крупных пор.

 

Рис. 3. Основные зависимости между физическими свойствами пород и их вещественным составом (г)

 

 

 В пластовых условиях процесс противоточной капиллярной пропитки должен протекать интенсивнее и полнее, чем в лабораторных, поскольку с повышением давления, температуры и увеличением насыщенности газами резко возрастает разница в поверхностном натяжении нефти и воды, о чем свидетельствуют результаты опытов. В какой-то мере это подтверждают прямые замеры на образцах, отобранных из продуктивной части горизонта на обычном глинистом растворе, которые контактировали с ним в течение 12-24 ч (с момента выбуривания до консервации на устье). Остаточная нефтенасыщенность этих образцов, определенная прямым методом, составила всего 2-10% от объема пор, или 4-20% от первоначальной нефтенасыщенности. В условиях отсутствия фильтрации по матрице из-за перепада давлений столь существенное снижение нефтенасыщенности могло произойти преимущественно вследствие противоточной капиллярной пропитки вскрываемых пород водным фильтратом глинистого раствора.

По мнению некоторых исследователей, породы пиленгской свиты являются также и нефтематеринскими, основой ОВ которых послужили остатки отмерших диатомовых водорослей.

При люминесцентно-микроскопическом исследовании пород установлена равномерно рассеянная битуминозная текстура с различной цветовой характеристикой и интенсивностью свечения. Опоковидные силициты имеют более яркую люминесценцию и содержат более легкий битумоид, чем кремнистые аргиллиты. На контактах различных пород наблюдается перераспределение битумоидов с внедрением более легких в направлении пород с большим сечением пор. Поверхности стенок трещин люминесцируют в темно-бурых тонах без признаков вторичного битумоида. Однако вероятнее, что по трещинам мигрировал очень легкий битумоид, который к моменту исследований выветрился. Следовательно, можно говорить об общем направлении миграции битумоидов, происходящей от пород с меньшими размерами пор (кремнистые аргиллиты, халцедонолиты) к породам с более крупными порами (опоковидные силициты) и затем, видимо, к трещинам.

Подводя итоги вышеизложенного, можно сделать заключение.         

1. Кремнистые и глинисто-кремнистые породы пиленгской свиты обладают удовлетворительными коллекторскими свойствами.
2. По существующей классификации породы-коллекторы можно отнести к трещинно-поровому типу. Фильтрация в них происходит по трещинам, а основной объем нефти сосредоточен в порах матрицы. При разработке месторождения движение нефти к скважинам будет осуществляться по трещинам, которые, в свою очередь, будут пополняться нефтью, вытесняемой из матрицы благодаря режиму растворенного газа и противоточной капиллярной пропитки в зоне подъема водонефтяного контакта. Противоточная капиллярная пропитка может обеспечить высокую нефтеотдачу пород, что значительно повышает их промышленную ценность.

Подобные кремнистые породы широко развиты в осадочных бассейнах северо-западного сектора Тихоокеанского подвижного пояса и образуют, как правило, весьма мощные массивные резервуары, надежно перекрытые глинистыми толщами. Принимая во внимание особенности этих пород, отмеченные на примере пиленгской свиты Окружного месторождения, с ними следует связывать перспективы нефтегазоносности региона.

 

&n