Кремнистые породы - коллекторы

     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 (см. таблицу ). 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. В лабораторных условиях этот процесс длился 3-4 сут. и в ряде случаев завершался полным замещением нефти водой (см. таблицу ). 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. 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 [6]. 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.

Кремнистые и  глинисто-кремнистые породы пиленгской свиты обладают удовлетворительными  коллекторскими свойствами.

     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. 

. 

Рис 1. Северо-Восточный  Сахалинский бассейн. Строение . 
 
 
 
 

Рис 2. Месторождения  о. Сахалин. 
 
 
 
 
 
 

Рис. 3. Пришлифовка образца пород пиленгской свиты

Светлые разности - опоковидные силициты, темные - кремнистые аргиллиты 

Рис. 4. Опоковидный   силицит.

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

Рис. 5. Основные зависимости между физическими свойствами пород и их вещественным составом

1 -опоковидные  силициты; 2 - халцедонолиты; 3 - кремнистые аргиллиты

Рис. 6. 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 
 
 
 
 
 
 

2.2. Кремнистые породы-коллекторы  месторождения Санта-Мария  в Калифорнии («Монтерей»). 

     В Калифорнии месторождения с залежами нефти в породах фундамента известны в трех межгорных бассейнах: Сан-Хоакин (Эдисон, Маунтин-Вью), Лос-Анджелес (Уилмингтон, Лонг-Бич, Плайя-дель-Рей, Эль-Сегундо) и Санта-Мария на одноименном месторождении. Все они, за исключением последнего, связаны в антиклинальными структурами, выраженными по фундаменту и вышележащим осадочным породам, также продуктивным. На месторождении Санта-Мария ловушка образована в результате выклинивания и срезания основной продуктивной толщи – базальных песчаников миоценового возраста – поверхностью несогласия на склоне погребенного выступа францисканского фундамента, из которого тоже получены притоки нефти. Небольшие количества нефти из трещиноватых гранитов, кварцитов и других пород докембрийского возраста получены в некоторых осадочных бассейнах Скалистых гор.

     В результате изучения месторождения района Санта Мария в Калифорнии выясняется влияние дизъюнктивных нарушений на перемещение нефти. Согласно Коллуму (R. Е. Collom)17, на месторождениях Санта Мария и Ломпок продуктивны трещиноватые кремнистые сланцы в нижней части формации Монтерей; это, вероятно, и нефтематеринские породы. На месторождении Санта Мария, кроме того, нефть содер-жптся в песчаных слоях формации Вакерес, которая, в нормальных условиях подстилает формацию Монтерей. Очевидно, имела место боковая миграция нефти из формации Монтерей по дизъюктивному нарушению, по которому обе формации приведены в соприкосновение. На соседнем месторождении Касма-лия продуктивен примерный стратиграфический эквивалент кремнистых сланцев месторождения Сайта Мария. На месторождении Кэт Кэньон, расположенном в том же районе, нефть содержится в песчаниках, залегающих, невидимому, несогласно на продуктивных горизонтах месторождения Сайта Мария.

Существуют убедительные доказательства наличия разрывов, по которым могла происходить миграция из формации Монтерей в вышележащие слои. Большая часть нефти, первоначально присутствовавшей на рассматриваемой площади, рассеялась. Об этом свидетельствуют многочисленные выходы и остатки нефти, приуроченные к обширной площади поверхностного распространения формации Монтерей, и мощная толща насыщенных нефтью сланцев, обнажающаяся на гребне возвышенностей в районе Касмалия.

Самый горячий  приверженец теории дальней боковой  миграции - это Рич (J. L. Rich)79. Основные положения его теории сводятся к следующему. Нефть может переходить из нефтелроизводящих отложений в проницаемые слои несколькими способа ми: вследствие уплотнения сланцев, по трещинам, под влиянием капиллярных сил. Дальнейшая миграция по проницаемым слоям контролируется характером пористости и сил, вызывающих движение- В таких слоях, как подвергшиеся выщелачиванию известняки, или в условиях несогласного перекрытия, пути для продвижения нефти могут представлять собой ряд взаимосообщающихся каналов растворения, достаточно крупных для того, чтобы миграция осуществлялась единственно в силу высокой подвижности нефти. Однако сквозь плохо проницаемые породы, часто слагающие природные резервуары, миграция должна осуществляться под воздействием таких факторов, как сжатие.

     Основным источником кремнезема и ОВ в этих кремнистых толщах Калифорнии как и в современных осадках, были диатомовые и в меньшей степени желто-зеленые водоросли, характеризующиеся повышенным содержанием липидов (5–38 %). Главная особенность этих водорослей – жировой обмен, т. е. способность накапливать в качестве запасных веществ липиды. Накопление липидов в больших количествах происходит, видимо, в очень специфических условиях и в исключительных случаях. Вероятно, с этим процессом – выборочным накоплением “масла”, связана резко повышенная, но неравномерная битуминозность диатомовых илов зон апвеллинга, диатомитов некоторых районов Тихоокеанского пояса. Следующим по значимости поставщиком исходного ОВ в осадок являлись бактерии, также характеризующиеся повышенным содержанием липидов. ОВ в виде нитевидных покровов (бактериальные маты) было установлено в формации монтерей при помощи сканирующего электронного микроскопа. По данным пиролиза, оно характеризуется необычайно высоким кислородным индексом и пиком Si и, кроме того, способно удерживать азот.

Существует  утверждение, что ранее диатомовые не рассматривались как важный продуцент SiO2 и органического вещества. Более того, диатомовые настолько интенсивно "вытягивают" SiO2 из морской воды, что они начиная с кайнозоя стали главным породообразующим организмом, для кремнистых отложений, а до того были радиолярии. Сейчас радиолярии вытеснены в мировом океане из своей экологической ниши, которую они занимали весь палеозой и мезозой, диатомовыми и сохраняют за собой только экваториальный пояс кремненакопления. 

Рис. 7 побережье  калифорнии, расположение месторождения  Санта-Мария. 

Рис. 8 нефтегазоносный  бассейн Калифорнии (Санта-Мария) 
 

Заключение

     В настоящем время рассматривается лишь ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами нефти и газа - основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Большое количество последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению коллекторов (петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и сложности самого объекта исследований.

     До сих пор не разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза.

     Принципы типизации терригенных и карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров нефти и газа. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  литературы

1. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 356 с.

2. Бурлин Ю. К. Природные резервуары нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 136 с.

3. Органическое вещество кайнозойских кремнистых пород бассейнов северо-западной части Тихоокеанского пояса /О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Е.Е.

4. Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. Л., Гостоптехиздат, 1958

5. Страхов Н.М. О некоторых вопросах геохимии кремнезема. - В кн.: Геохимия кремнезема. М., 1966, с. 5-10.

6. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л., Недра, 1974.

7. Bramleite M.N. The Monterey formation of California and the origin of its siliceous rocks. - U. S. Geol. Surv., Prof. Paper, N 212, Washington, 1946.