Кремнистые породы - коллекторы

     В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

     Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

     Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

     Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.

     Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2. Проницаемость более 1·10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород. 

     Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см3). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

     Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. Кd - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (dп) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (dт). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения dп®dт, а Кd®1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением Кs = 1-Кп. Глинистые породы достигают Кd = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают Кd = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км Кd = 0,95-0,97.

     Насыщенность пор флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

     Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой.  Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может полностью или частично вытесняться, связанная - остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство пород.

     Количество воды в породе после заполнения последней флюидом является ее остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30 %, а в глинистых алевролитах - 70-75 %. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

     Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом.

     Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти  также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи. 

     Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности (χ, см2/с): 

                                  χ = Кпр / m (mbж + bп),   

     где Кпр - коэффициент проницаемости, дарси; m  - вязкость жидкости в пластовых условиях, сП; m - коэффициент пористости породы, доли ед.; bж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм; bп - коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.

     Упругие силы пласта - силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим, на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм: 

bнефти = (7 - 140) ∙ 10-5 1/атм; bпесчан. = (1,4 - 1,7) ∙ 10-5 1/атм. 
 
 

2.КРЕМНИСТЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ.

2.1. Кремнистые породы  коллекторы о.  Сахалин. 

     К кремнистым 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. 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 ). 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 СССР 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. таблицу ). 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).

     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). 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 %.