CC BY
129
УДК 552.578.2.061.42
ЭВОЛЮЦИЯ ПУСТОТНО-ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА В ЗОНАХ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
Н.М. Недоливко
Томский политехнический университет E-mail: nedolivkonm@yandex.ru
Преобразования пустотно-порового пространства и вещественного состава песчаных пород-коллекторов в неполностью заполненных нефтью ловушках носит зональный характер. В зоне нефтенасыщения песчаники претерпели слабое растворение, характеризуются довольно высокой степенью сохранности компонентов (кварца, полевых шпатов, обломков эффузивных, гранито-идных, кремнистых и др. пород), полиминеральным хлорит-гидрослюдисто-каолинитовым цементом и преобладанием межзерновых пор с простой морфологией и относительно гладкими поверхностями стенок. В переходной и подконтурной зонах во-донефтяного контакта породы интенсивно растворены, обломки замещены вторичными минералами, цемент перекристаллизован до каолинитового, поровое пространство представлено сочетанием межзерновых, внутризерновых, микрокаверновых пор на поверхностях обломков со сложной извилистой формой и межкристаллитными порами в каолинитовом цементе. В зоне цементации поровое пространство представлено единичными мелкими остаточными порами и частично или полностью уничтожено вторичным кварцевым и кальцитовым цементом.
Ключевые слова:
Песчаники, пустотно-поровое пространство, водонефтяной контакт, растворение, цементация. Key words:
Sandstones, void-pore spaces, oil-water contact, dissolution, cementation.
Введение
Эволюция пустотно-порового пространства терригенных коллекторов в условиях становления водонефтяных контактов рассматривается на примере верхнеюрских песчаников ряда месторождений Томской области. Породы залегают на глубинах 2400...2600 м, степень их преобразования соответствует среднему катагенезу. Песчаники имеют полевошпатово-кварцевый состав с незначительным количеством обломков пород (кремнистых, средних и кислых эффузивов, пегматитов) и минералов (слюд, хлорита). Цемент в них полиминеральный каолинит-хлорит-гидрослюдистый, участками практически мономинеральный каоли-нитовый или кальцитовый. Аутигенные минералы представлены сидеритом, пиритом, каолинитом, кварцем, кальцитом. Для исключения ошибок, связанных с выкрашиванием частей пород при изготовлении шлифов, породы в целях консервации пустотно-порового пространства предварительно пропитывались в вакууме окрашенной смолой. Для устранения влияния седиментогенных факторов, сравнивались песчаники с одинаковыми медианными диаметрами.
Зональность преобразования и особенности строения пустотно-порового пространства песчаников при неполном заполнении нефтью коллектора
Процессы, связанные изменением пород в связи с приходом в них углеводородов, протекающие в зонах водонефтяных контактов (ВНК), издавна привлекают внимание исследователей. В разное время их изучением занимались Р. С. Сахибгареев [1], Г.Д. Агафонов [2], Б.А. Лебедев [3], автор статьи [4], Г.Н. Перозио [5] и другие ученые. Согласно этим исследованиям, в ловушке, не полностью заполненной нефтью, на водонефтяном контакте
вследствие массообмена: углеводороды концентрируются в верхней части, а вода вытесняется в нижнюю; водонефтяные контакты (ВНК) являются зоной интенсивного изменения нефти, поровых вод и вмещающих залежь пород; коллекторы при длительном становлении ВНК приобретает зональное строение. Верхняя нефтенасыщенная их часть представляет зону слабого изменения пород, в которой с приходом нефти в коллектор, происходит консервация породы от дальнейших преобразований. Ниже ее расположена зона растворения (разуплотнения) с битумсодержащей (в переходной зоне ВНК при непосредственном массообмене между окисляющейся нефтью, поровыми водами и компонентами породы) и безбитумной (в сугубо во-донасыщенной среде в области диффузии в подошвенных водах агрессивных продуктов окисления нефтей) подзонами.
В зоне слабого изменения (нефтенасыщения) песчаники характеризуются довольно высокой степенью сохранности компонентов. Кварцевые зерна в них корродированы слабо, иногда регенерированы. Калиевые полевые шпаты и плагиоклазы или не изменены или слабо пелитизированы и серици-тизированы по трещинам спайности и краям зерен. Цемент имеет полиминеральный хлорит-гидрос-людисто-каолинитовый состав, иногда с примесью смешанослойных образований типа гидрослюда-монтмориллонит. В нем отмечаются: сидерит, пирит, редкие рассеянные реликты кальцита и железистого доломита. Раскристаллизация компонентов цемента неравномерная. Она носит избирательный, пятнистый характер, зачастую пелито-морфные модификации минералов соседствуют с микро-мелкокристаллическими. Каолинит присутствует в виде пелитовых (первичного цемента), неравномерных мелко-микрокристаллических (по слюдам) - до 0,05 мм и равномерно микрокристал-
Внутризерновые поры в нефтенасыщенных песчаниках отмечаются в подчиненном количестве; они приурочены к обломкам эффузивов (рис. 1, Д) полевых шпатов (рис. 1, Е и Ж). Внутризерновая пористость представлена в обломках пород - неправильными микрокавернозными порами с извилистыми границами, иногда образующими тонкую ячеистую сеть; в калиевых полевых шпатах - неправильными, часто близкими к изометричным порами по пертиртовым вросткам; в плагиоклазах - щелевидными порами по спайности и двойниковым швам; а также трещинными порами катагене-тического уплотнения.
Микрокаверновые поры растворения на поверхностях обломков (рис. 1, З) развиваются локально. В полевых шпатах они чаще всего наблюдаются в измененных зернах или встречаются на концевых частях призматических обломков, при этом поверхность боковых граней призм зачастую не несет следов растворения. В кварцевых зернах, а также в обломках кислых эффузивов и кремнистых пород обнаруживается сочетание поверхностного растворения в одних участках и регенерация в соседних участках зерна или контактирующих с ним обогащенных кварцем зерен.
Межкристаллитные или межпакетные микропоры образуются в участках раскристаллизации при каолинитизации первичного цемента или мусковита и располагаются между пакетами каолинита (рис. 1, И). В связи с ограниченным проявлением каолинитизации в зоне нефтенасыщения и слабой раскристаллизации каолинита поры этого типа распространены ограниченно и неравномерно.
Таким образом, к особенностям пустотно-поро-вого пространства в нефтенасыщенной зоне следует отнести резкое преобладание межзерновых пор, слабо проявленное растворение и, как следствие, относительно гладкие поверхности стенок пор.
Значения пористости пород из нефтенасыще-ной зоны измеряются 11,8... 16,1 %; проницаемости - (3,12...16,61)-10-3 мкм2 (пласт Ю/ скважина 19, 21 Хвойного месторождения).
В битумсодержащей подзоне растворения, сформированной в содержащей нефть и подвижные воды среде, вещественные преобразования выражены в битумообразовании, повышенной пелитиза-ции и серицитизации полевых шпатов, кристаллизации пирита и каолинитового цемента; структурные - в интенсивном растворении и перекристаллизации.
Поровое пространство в песчаниках из этой зоны (рис. 2), как и в песчаниках нефтенасыщенной зоны, представлено сочетанием межзерновых, вну-тризерновых, микрокаверновых пор на поверхностях обломков и межкристаллитных пор, но повсеместно на стенках пор отмечается присутствие окислившегося нефтяного вещества, а соотношение разных типов пор и их особенности существенно отличаются.
Прежде всего, вследствие интенсивного растворения обломков и цемента, в породах из битумсо-держащей подзоны практически не встречаются межзерновые поры простой конфигурации, а повсеместное развитие получили межзерновые поры сложной заливообразной морфологии с микроизвилистой поверхностью стенок (рис. 2, А).
Подавляющее большинство зерен в песчаниках из этой подзоны отличается интенсивно развитой поверхностной микрокавернозностью, развитой не только на поверхности зерен полевых шпатов (рис. 1, Б и В) и химически неустойчивых обломков эффузивов и других пород, но также и на поверхности слабо подверженных химическому преобразованию зерен кварца и кремнистых пород, в частности, кварцитов (рис. 1, В и Г). Этот процесс также в значительной степени усложняет конфигурацию межзерновых пор и поверхность поровых стенок.
Кроме того, возрастает количество, увеличиваются размеры и усложняется конфигурация вну-тризерновых пор. Они встречаются не только в зернах полевых шпатов (рис. 2, Д и Е) и агрегатных пород, но часто отмечаются внутри кварцевых обломков (рис. 2, Ж), развиваясь по микротрещинам.
Значительно возрастает и роль межкристаллит-ных пор в связи с массовой каолинитизацией первичного глинисто-хлорит-гидрослюдистого цемента и формированием практически мономинеральных крупночешуйчатых (до 0,06...0,1 мм) агрегатов из пластинчатых зерен каолинита с совершенной триклинной решеткой. Образующиеся межкри-сталлитные поры имеют размер 0,01...0,02 мм, распространены относительно равномерно и не препятствуют миграции углеводородов (рис. 2, З).
В битумсодержащей подзоне растворения межзерновые поры, микропоры на поверхности и внутри зерен и межкристаллитные поры образуют единое связанное между собой пустотно-поровое пространство (рис. 3, И и К), которое заполнено частично или полностью окисленным, иногда пири-тизированным битумом. Битум образует на обломочных зернах пленки, залечивает мелкие поры в обломках и микропоры каолинитовом цементе, покрывает стенки крупных и полностью запечатывает мелкие межзерновые поры. Следствием вновь сформированной структуры порового пространства является существенное увеличение фильтра-ционно-емкостных свойств пород. Значения пористости пород в битумсодержащей подзоне повышаются до 14,9... 16,8 %; проницаемости -(7,61...18,74)-10-3 мкм2 (пласт Ю/ скважина 19, 21 Хвойного месторождения).
В безбитумной подзоне растворения (разуплотнения) вещественные преобразования песчаников сводятся к дальнейшему замещению пелитом и серицитом полевых шпатов и каолинитом - слюдистых минералов, исчезновению первичного полиминерального глинистого цемента и формирова-
сленного битума, свидетельствующие о разрушении нефтяных залежей и подъеме ВНК.
Кальцит, в отличие от кварца, залечивает практически все оставшиеся поры. Он заполняет вну-тризерновые поры в полевых шпатах (рис. 4, В и Г) и образует цемент контактового и порового типа (рис. 4, Д и Е). При этом породы теряют коллектор-ские свойства: пористость и проницаемость пород снижаются до нуля.
Для сравнения: породы, не испытавшие влияния углеводородной залежи, имеют полиминеральный, плохо раскристаллизованный каолинит-хлорит-гидрослюдистый цемент; содержат тонко рассеянный пирит, пелитоморфный и микрозернистый сидерит, поровый кальцит. Поровое пространство в них распределено неравномерно; межзерновые поры в них имеют небольшие размеры (0,02...0,1 мм), слабо сообщаются между собой, часто разделены непроницаемыми участками уплотненного цемента или бесцементного соединения нескольких зерен.
Схема геохимического, минералогического
и структурного преобразования песчаников
при неполном заполнении ловушки нефтью
Особенности вещественного и структурного преобразования песчаных пород в зонах нефтена-сыщения, водонефтяных контактов и в подстилающих отложениях законтурной зоны могут быть проиллюстрированы таблицей.
В нефтенасыщенной зоне поступающая в коллектор нефть геохимически неравновесна с поро-выми растворами и минеральной фазой коллектора. На контакте с поровыми водами нефть подвергается окислению благодаря бактериологическим и химическим процессам. Продукты окисления нефти, поступая в поровые растворы, способствуют повышению их кислотности. На возникшем кислом барьере из поровых растворов осаждаются ранее растворенные элементы (кремний, алюминий и др.), за счет которых образуются вторичные кварц и каолинит. В кислой среде растворяются минералы, неустойчивые при понижении рН: карбонаты, алюмосиликаты, силикаты и др.; образуются вторичные поверхностные микрокаверновые и внутризерновые поры. В условиях затрудненного водообмена растворение алюмосиликатов и силикатов (полевых шпатов, слюд и др.) частично сопровождается замещением одних минералов другими (серицитизация и каолинитизация полевых шпатов, каолинитизация слюд и т. п.). Вследствие быстрого вытеснения поровых растворов нефтью, процессы минерального и структурного преобразования носят ограниченный характер, а растворение коллектора выражено слабо. Хорошо растворимые карбонаты могут быть полностью растворены, а продукты их выщелачивания вынесены за пределы зоны растворения [3], что увеличивает общую пористость коллектора.
Процессы преобразования коллекторов нефте-насыщенной зоны носят ограниченный характер и в значительной степени определяются количеством поровой воды в песчаниках и скоростью заполнения ловушки углеводородами. По мере заполнения ловушки углеводородами и вытеснения воды из порового пространства вещественно-структурные преобразования в нефтенасыщенной части коллектора прекращаются [1, 5].
На водонефтяном контакте происходит активный обмен веществом: нефть, подвергаясь бактериальному окислению, генерирует органические кислоты, спирты, альдегиды, кетоны и другие органические соединения; кислотность поровых растворов возрастает, их агрессивные свойства резко увеличиваются; а вмещающие породы подвергаются восстановлению и интенсивному растворению. Интенсивность проявления вторичных изменений обусловлена многими факторами и, прежде всего, составом нефти и агрессивной среды и исходным вещественным составом и структурой горных пород.
Индикаторами биохимических и химических процессов, протекающих в пределах ВНК, являются минералогические и структурные преобразования, отражающие специфику процессов и их последовательность, а также фиксирующие пространственную зональность строения ВНК. Минералогические изменения пород на ВНК выражаются в появлении вторичных минералов, не свойственных породам до прихода нефти; структурные - в растворении составных частей пород и формировании вторичной пористости.
В битумсодержащей подзоне (переходная зона ВНК) осуществляется непосредственный контакт воды и нефти, здесь происходит окисление нефти, сопровождаемое образованием твердого битума, пирита и продуктов окисления - различных агрессивных растворителей, прежде всего, жирных кислот, формирующих кислую среду. Образование пирита идет по схеме:
Са804+СН4^СаС03+Н20+Н28Т;
2H2S+Fe2+^FeS2+2H2T
и объясняется малой подвижностью железа (захороненных железосодержащих вод или вод, обогащенных железом за счет растворения железосодержащих минералов) в сильно кислой среде и связыванием его с серой, освобожденной из сульфатов сульфат-редуцирующими бактериями, населяющими нефть. В результате сульфат-редукции формируются сероводородные барьеры, на которых в резко восстановительной среде идет пиритизация органического вещества. На удалении от окисляющейся нефти за пределами действия сульфат-редукции образование пирита прекращается.
Свойство жирных кислот переводить в раствор и удерживать в нем ионы металлов является одним из факторов формирования вторичной пористо-
растворении полевых шпатов и кварца в поровые растворы переходят катионы (каолинитизация полевых шпатов) и К+, Fe2+, Fe3+, М§2+, Са2+ (альбитизация плагиоклазов) и анионы НС03-, при каолинитизации гидрослюд, хлорита, монтмориллонита, слюд в них поступают Т14+, 814+. В результате растворения увеличиваются размеры седименто-генных пор, образуются внутризерновые поры выщелачивания, возрастает степень сообщаемости пор, и, как следствие, возрастают пористость и проницаемость пород.
В кислой среде при значениях рН=5...7 из растворов, циркулирующих в поровом пространстве, осуществляется синтез каолинита.
Геохимические процессы в безбитумной подзоне (подконтурная зона ВНК) также связаны с растворением пород под действием агрессивных растворов (прежде всего, жирных кислот), которые поступают из битумсодержащей подзоны. Они осуществляются на фоне снижения кислотности в направлении подошвы пласта. С одной стороны - подток кислоты в этом направлении снижается, а с другой стороны, по мере растворения скелетной и цементной частей обломочных пород, растворы обогащаются щелочными и щелочноземельными элементами, и кислотность их заметно падает. В условиях снижения кислотности алюминий теряет подвижность, вследствие чего начинается массовый синтез каолинита из циркулирующих в пласте растворов, и каолинит становится основным минеральным индикатором этой подзоны.
В слабощелочной среде ниже зоны растворения формируется зона цементации (законтурная зона), в которой осуществляется геохимическая разгрузка растворов, обогащенных химическими элементами. Переотложение продуктов растворения осуществляется на фоне увеличения щелочности среды к подошве коллектора, вследствие чего зона цементации также имеет зональный характер: сначала происходит осаждение кварца, а затем карбонатов Fe, М§, Са в виде вторичных цементов. Вследствие широкого изоморфизма между этими элементами и закрытости системы формируются не отдельные минералогические разновидности карбонатов (сидерит, доломит и кальцит), а кальциты сложного состава, содержащие переменные количества Fe, М§. В результате образования вторичного цемента пустотно-поровое пространство сокращается, коллектор запечатывается.
Соотношение мощностей нефтенасыщенной зоны слабого растворения, зоны растворения и цементации в разных коллекторах различное. Оно зависит от высоты ловушки, от объема поступившей нефти, от характера заполнения (однократного или прерывистого парциального, от времени существования и степени сохранности залежи и других факторов). В случаях неоднократного парциального поступления углеводородов в ловушку и длительного перерыва между их поступлением происходит миграция водонефтяных контактов вниз (форми-
руются прогрессивные ВНК при поступлении нефти в коллектор) и вверх (формируются регрессивные ВНК при перерывах) по пласту. Как результат смещения водонефтяного контакта изменяется и положение зон разуплотнения и цементации, изменяется картина распределения пустотно-поро-вого пространства. При прогрессивном ВНК зоны растворения расширяются, соответственно возрастает и мощность высокопористых пород; при регрессивном - толщина пород с первичной и вторичной пористостью сокращается за счет заполнения пустот кварцем и кальцитом.
Выявление неоднородности в распределении пустотно-порового пространства в зонах водонеф-тяных контактов имеет большое практическое значение.
С одной стороны, с точки зрения вертикальной зональности распределения различных типов пористости в коллекторе можно предпринять попытку объяснить происхождение так называемых низко-омных коллекторов. Так, при испытании юрских песчаных коллекторов, вскрытых в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (Томская область), часто получают безводный приток нефти, в то время как на диаграммах индукционного каротажа по падению электрического сопротивления в этих же интервалах породы интерпретируются как водонасы-щенные (низкоомные). Причиной несоответствия данных испытаний и электрических видов геофизических исследований в большинстве случаев называют наличие в породах электропроводящих минералов. По нашему мнению следует учитывать и капиллярные силы, удерживающие связанную поро-вую воду вокруг гидрофильных компонентов пород.
В породах из зон разуплотнения, как и в любых других гидрофильных породах, насыщенных водой, капиллярные силы направлены внутрь узких промежутков, и вода заполняет мелкие пустоты, обволакивая стенки крупных пустот. Высокая удельная поверхность пор (особенно микрокавер-новых на поверхностях обломков; внутризерновых и межкристаллитных) способствует увеличению толщины пленки капиллярно связанной воды, которая при интенсивном растворении породы в зонах разуплотнения образует сеть связанных между собой каналов. Нефть, поступающая в зону растворения, подстилается водой, удерживаемой значительными капиллярными силами, препятствующими ее вытеснению. Единое водное пространство, образуемое капиллярно удерживаемой водой, хорошо пропускает электрический ток, что и фиксируется на кривых индукционного каротажа.
Выводы
На основании петрографического анализа песчаных пород из терригенных нефтенасыщенных коллекторов месторождений Томской области показано, что приход нефти в коллектор приводит к изменению равновесия в системе порода - вода -нефть и зональному преобразованию коллектора.
