Курсовая Кремнистые породы - коллекторы
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-25Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Федеральное агентство по образованию и науке РФ
Иркутский государственный технический университет
Кафедра ГСПиРМПИ
КРЕМНИСТЫЕ
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
Курсовая работа по «Геологии»
Выполнил: студент группы НБ-07-2
Нестеренко Артём Юрьевич
Проверил: Рапацкая Р.А.
Иркутск 2008
Содержание
Введение………………………………………………………………………...3
1.Породы коллекторы.
1.1. Общие сведения………………………………………………………4
1.2. Основные признаки пород коллекторов…………………….............4
2.Кремнистые коллекторы.
2.1. Кремнистые породы-коллекторы о. Сахалин……………….............9
2.2. Кремнистые породы-коллекторы месторождения Санта-Мария в Калифорнии(«Монтерей»)………………………………………………….18
Заключение……………………………………………………………...............21
Список литературы……………………………………………………………..22
ВВЕДЕНИЕ
Коллекторами нефти и газа являются горные породы, обладающие способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке.
Горные породы расчленяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические. Последние являются результатом более или менее глубокого изменения изверженных и осадочных пород.
В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. Породы, образовавшиеся при высокой температуре (изверженные и метаморфические), не могут служить коллекторами для углеводородов. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть пород, в которых в результате выщелачивания или выветривания, а также действия тектонических сил могли образоваться вторичные поры и трещины. Коллекторы изверженных и метаморфизованных пород относят к группе смешанных коллекторов.
Коллекторы нефти и газа бывают в основном двух типов: гранулярные и трещинные. Обычно гранулярными коллекторами являются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся гранулярной пористостью и межзерновой проницаемостью; часть известняков и доломитов с оолитовой и трубчатой структурой пор подобны гранулярным коллекторам.
Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуаров сложена породами осадочного происхождения: песчаниками, известняками и доломитами. Другие горные породы только иногда служат коллекторами нефти. Так, на Шаимском месторождении в Западно-Сибирской низменности нефть нефть обнаружена не только в песчаниках, но и в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. На месторождении Панхедл (Техас) нефть была обнаружена в размытом граните, базальном конгломерате. На месторождениях Колорадо (Флоренс, Тоу-Крик, Ренджели и др.) и Калифорнии (Санта-Мария, Буена-Виста-Хилс) нефть получена из трещиноватых глинистых сланцев.
1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
1.1. Общие сведения
Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.
Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.
Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.
По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам.
1.2. Основные признаки пород-коллекторов
К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.
Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:
Кп = Vпор/Vпороды ∙ 100 %.
Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.
Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.
Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.
Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.
По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.
Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше
Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.
Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-
Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (∞). По степени пластичности выделяются три группы пород:
1) Хрупкие 2) Пластично-хрупкие 3) Высокопластичные
Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.
Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.
При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на
Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-
Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).
Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):
Кпр = Q m L / D p F ,
где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м3/ с; D р = Н/ м2; L = м; F = м2; m = Н×с/ м2; Кпр = м2. Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения
Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с при градиенте давления 1 атм (
Различают несколько видов проницаемости:
Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).
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-
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-
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
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-
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-
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 %.
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
