Что такое нетрадиционные коллекторы

НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

К породам, роль которых в нефтегазоносности пока еще неве­лика по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сло­женные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузив­ными, метаморфическими породами и др. Их можно разделить на две группы. В одних нефтегазоносность обычно сингенетична, в других она связана с приходом углеводородов из соседних толщ.

1. В глинистых породах природные резервуары возникают в процессе катагенеза. Само возникновение пус­тот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы. Одним из характерных примеров является тол­ща глин баженовской свиты в Западной Сибири. От подстилаю­щих и перекрывающих пород отложения баженовской свиты от­личаются повышенным содержанием органического вещества (от 5 до 20% и более) и повышенным содержанием кремнезема. По­роды обладают пониженной плотностью (2,23-2,4 г/см 3 ) по срав­нению с ниже- и вышележащими толщами. По мнению Т.Т. Клубовой, в седиментогенезе происходило образование микробло­ков, покрытых пленкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезем, обволакивая агрегаты глинистых ми нералов, создает на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезема (возникают так называемые кремнеорганические «рубашки»). Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. На определенной глубине зон возникают разуплотнения. Какие-то участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек». При вскрытии пород баженовской свиты, как правило, отмечаются разуплотне- ние и аномально высокое пластовое давление.

В результате возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами, ограниченные со всех сторон менее измененными и проницаемыми породами. 3aчастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и др.). Сход­ным образом могли формироваться коллекторы в майкопской гли­нистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и др.).

Можно сделать вывод о том, что в этих коллекторах совпада­ет во времени формирование коллекторских свойств и генераций нефтяных углеводородов. Повышению растресканности породы способствуют и некоторые тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются, таким образом, бажениты и другие сходные породы являются коллекторами как бы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ других типах пород.

2. По-другому протекают процессы в кремнистых толщах био­генного происхождения. На первых этапах осадкообразования начальных этапов диагенеза формируется «ажурная» органоген­ная структура из раковинок кремнестроящих организмов. В дальнейшем преобразование органогенной структуры тесно связано преобразованием аморфных форм кремнезема (опал) в кристал­лические формы. При переходе опала А в опал КТ появляется глобулярная микротекстура и формируется межглобулярный тип коллектора. При повышенном содержании сапропелевого ОВ повышенной каталитической роли поверхностно-активного кремнезема начинаются процессы генерации углеводородов. Коллек­торы для них уже подготовлены в этих же толщах, свойства их высоки (пористость достигает 40%). Нефти в биогенно-кремнистых толщах считаются нефтями раннего созревания. При даль­нейшем усилении катагенеза происходят обезвоживание, переход кремнезема в другие минеральные формы — халцедон, а затем кварц. В породах развивается трещиноватость, связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типа с коллектором трещинного типа. На шельфе Ка­лифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Са­халине в таких толщах также открыто два месторождения. Сход­ным образом возникают резервуары в кремнисто-глинисто-карбо­натных богатых ОВ так называемых доманикоидных толщах.

3.Коллекторы в породах магматического и метаморфического происхождения известны давно. В частности, нефть обнаружена в вулканитах, во вторично измененных пористых лавах и туфах и Мексике, Японии и в других местах. Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образова­лись при выходе газа из лавового материала или со вторичным выщелачиванием. Нефтеносность этих пород всегда вторична.

4. В вулканических породах в Западном Азербайджане открыто мес­торождение Мурадханлы. Залежи нефти в породах вулканогенно­го комплекса эоценового возраста открыты в Восточной Грузии. Известны скопления нефти в метаморфизованных породах фун­дамента в Алжире, в измененных серпентинитах на Кубе и т.д. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-мета­морфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке получена нефть из зоны вторично изменен­ных гранитов.

5. Однако подлинный бум вызвало открытие нефти в гранито-гнейсовых породах на шельфе Вьетнама (месторождение Белый Тигр и др.). Эти породы участвуют в строении месторождений, массивы их облекаются третичными осадочными породами, гра­нитные тела внедряются в осадочные породы. Возникновение коллекторских свойств в них связано с метасоматозом и выщела­чиванием в результате гидротермальной деятельности, с явления­ми контракции (усадкой) при остывании, с дроблением по зонам тектонических нарушений. В результате действия растворов, выщелачивания полевых шпатов в породах образуют­ся крупные каверны.

В результате воздействия перечисленных процессов возникли субгоризонтальная и субвертикальная зо­нальности в распределении проницаемых участков и сложились три типа пустотности: трещинная, трещинно-каверновая и поровая. Основной объем пустот в магматическом коллекторе принад­лежит микротрещинам и микрокавернам. Основное пустотное пространство тектонического происхождения связано с трещино-ватостью, катаклазированием и милонитизацией, в результате чего породы раздроблены в щебенку. Контракционная усадка при остывании привела к созданию контракционной пустотности_. Пористость пород в большинстве случаев не превышает 10-11 %. Проницаемость матрицы невысока, но в результате развития кавернозности и трещиноватости в целом проницаемость достигает сотен миллидарси. Зоны улучшенных коллекторов обеспечивают притоки нефти в сотни тонн.

Учитывая необходимость сопоставления основных парамет­ров двух ведущих групп коллекторов — обломочных (грануляр­ных) и карбонатных, — авторы предлагают общую классифика­цию этих коллекторов (табл.4). Она основана на сопоставлении исходных классификаций, в ней учтены как структурные призна­ки породы, так отчасти и их состав. Выделение классов производится в основном по величине открытой пористости, при этом ее границы, а также проницае­мость в классах очень широкие (соответственно 10-20%, 100—1000 мД). Этот недостаток может быть ликвидирован введе­нием подклассов в зависимости от развития конкретных разностейпород в том или ином районе со свойственными им вещест­венно-структурными характеристиками и параметрами.

Напри­мер, в классе 2 можно выделять подкласс 2а с хорошо отсортиро­ванными малоцементными песчаниками и 2б — с песчаниками, содержащими повышенное количество цемента и соответственно со сниженной емкостью и особенно проницаемостью. В классе 4 слабо измененные пелитоморфные и мелкозернистые известняки имеют удовлетворительную емкость, но низкую проницаемость. Сюда же могут быть отнесены комковатые выщелоченные известняки или строматолитовые, обладающие повышенными свойствами. Укрупненные классы полезны для выявления общих тенденций изменения свойств на значительных площадях частях разреза.

Общая классификация коллекторов

Дата добавления: 2016-02-20 ; просмотров: 559 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

К породам, роль которых в нефтегазоносности пока еще неве­лика по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сло­женные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузив­ными, метаморфическими породами и др. Их можно разделить на две группы. В одних нефтегазоносность обычно сингенетична, в других она связана с приходом углеводородов из соседних толщ.

1. В глинистых породах природные резервуары возникают в процессе катагенеза. Само возникновение пус­тот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы. Одним из характерных примеров является тол­ща глин баженовской свиты в Западной Сибири. От подстилаю­щих и перекрывающих пород отложения баженовской свиты от­личаются повышенным содержанием органического вещества (от 5 до 20% и более) и повышенным содержанием кремнезема. По­роды обладают пониженной плотностью (2,23-2,4 г/см 3 ) по срав­нению с ниже- и вышележащими толщами. По мнению Т.Т. Клубовой, в седиментогенезе происходило образование микробло­ков, покрытых пленкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезем, обволакивая агрегаты глинистых ми нералов, создает на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезема (возникают так называемые кремнеорганические «рубашки»). Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. На определенной глубине зон возникают разуплотнения. Какие-то участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек». При вскрытии пород баженовской свиты, как правило, отмечаются разуплотне- ние и аномально высокое пластовое давление.

В результате возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами, ограниченные со всех сторон менее измененными и проницаемыми породами. 3aчастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и др.). Сход­ным образом могли формироваться коллекторы в майкопской гли­нистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и др.).

Можно сделать вывод о том, что в этих коллекторах совпада­ет во времени формирование коллекторских свойств и генераций нефтяных углеводородов. Повышению растресканности породы способствуют и некоторые тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются, таким образом, бажениты и другие сходные породы являются коллекторами как бы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ других типах пород.

2. По-другому протекают процессы в кремнистых толщах био­генного происхождения. На первых этапах осадкообразования начальных этапов диагенеза формируется «ажурная» органоген­ная структура из раковинок кремнестроящих организмов. В дальнейшем преобразование органогенной структуры тесно связано преобразованием аморфных форм кремнезема (опал) в кристал­лические формы. При переходе опала А в опал КТ появляется глобулярная микротекстура и формируется межглобулярный тип коллектора. При повышенном содержании сапропелевого ОВ повышенной каталитической роли поверхностно-активного кремнезема начинаются процессы генерации углеводородов. Коллек­торы для них уже подготовлены в этих же толщах, свойства их высоки (пористость достигает 40%). Нефти в биогенно-кремнистых толщах считаются нефтями раннего созревания. При даль­нейшем усилении катагенеза происходят обезвоживание, переход кремнезема в другие минеральные формы — халцедон, а затем кварц. В породах развивается трещиноватость, связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типа с коллектором трещинного типа. На шельфе Ка­лифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Са­халине в таких толщах также открыто два месторождения. Сход­ным образом возникают резервуары в кремнисто-глинисто-карбо­натных богатых ОВ так называемых доманикоидных толщах.

3.Коллекторы в породах магматического и метаморфического происхождения известны давно. В частности, нефть обнаружена в вулканитах, во вторично измененных пористых лавах и туфах и Мексике, Японии и в других местах. Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образова­лись при выходе газа из лавового материала или со вторичным выщелачиванием. Нефтеносность этих пород всегда вторична.

4. В вулканических породах в Западном Азербайджане открыто мес­торождение Мурадханлы. Залежи нефти в породах вулканогенно­го комплекса эоценового возраста открыты в Восточной Грузии. Известны скопления нефти в метаморфизованных породах фун­дамента в Алжире, в измененных серпентинитах на Кубе и т.д. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-мета­морфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке получена нефть из зоны вторично изменен­ных гранитов.

5. Однако подлинный бум вызвало открытие нефти в гранито-гнейсовых породах на шельфе Вьетнама (месторождение Белый Тигр и др.). Эти породы участвуют в строении месторождений, массивы их облекаются третичными осадочными породами, гра­нитные тела внедряются в осадочные породы. Возникновение коллекторских свойств в них связано с метасоматозом и выщела­чиванием в результате гидротермальной деятельности, с явления­ми контракции (усадкой) при остывании, с дроблением по зонам тектонических нарушений. В результате действия растворов, выщелачивания полевых шпатов в породах образуют­ся крупные каверны.

В результате воздействия перечисленных процессов возникли субгоризонтальная и субвертикальная зо­нальности в распределении проницаемых участков и сложились три типа пустотности: трещинная, трещинно-каверновая и поровая. Основной объем пустот в магматическом коллекторе принад­лежит микротрещинам и микрокавернам. Основное пустотное пространство тектонического происхождения связано с трещино-ватостью, катаклазированием и милонитизацией, в результате чего породы раздроблены в щебенку. Контракционная усадка при остывании привела к созданию контракционной пустотности_. Пористость пород в большинстве случаев не превышает 10-11 %. Проницаемость матрицы невысока, но в результате развития кавернозности и трещиноватости в целом проницаемость достигает сотен миллидарси. Зоны улучшенных коллекторов обеспечивают притоки нефти в сотни тонн.

Учитывая необходимость сопоставления основных парамет­ров двух ведущих групп коллекторов — обломочных (грануляр­ных) и карбонатных, — авторы предлагают общую классифика­цию этих коллекторов (табл.4). Она основана на сопоставлении исходных классификаций, в ней учтены как структурные призна­ки породы, так отчасти и их состав. Выделение классов производится в основном по величине открытой пористости, при этом ее границы, а также проницае­мость в классах очень широкие (соответственно 10-20%, 100—1000 мД). Этот недостаток может быть ликвидирован введе­нием подклассов в зависимости от развития конкретных разностейпород в том или ином районе со свойственными им вещест­венно-структурными характеристиками и параметрами.

Напри­мер, в классе 2 можно выделять подкласс 2а с хорошо отсортиро­ванными малоцементными песчаниками и 2б — с песчаниками, содержащими повышенное количество цемента и соответственно со сниженной емкостью и особенно проницаемостью. В классе 4 слабо измененные пелитоморфные и мелкозернистые известняки имеют удовлетворительную емкость, но низкую проницаемость. Сюда же могут быть отнесены комковатые выщелоченные известняки или строматолитовые, обладающие повышенными свойствами. Укрупненные классы полезны для выявления общих тенденций изменения свойств на значительных площадях частях разреза.

Источник

Последние материалы

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.

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).

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.

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.

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.

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).

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

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).

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.

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.

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.

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

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.

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.

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

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 %.

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.

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)

Источник