CC BY
127
УДК 553.982.23 DOI 10.31087/0016-7894-2019-4-59-78
Типы коллекторов в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири и их генезис
© 2019 г.М.Ю. Зубков
ООО «Западно-Сибирский геологический центр», Тюмень, Россия; ZubkovMYu@mail.ru
Поступила 18.03.2019 г.
Принята к печати 11.04.2019 г.
Ключевые слова: вторичные коллекторы; тектоногидротермальные процессы; литологические типы пород; ядерный магнитный резонанс; пиролиз.
Используя результаты детальных литолого-петрофизических исследований выделены основные типы пород-коллекторов, входящих в состав бажено-абалакского комплекса Западной Сибири. Осуществлена реконструкция механизма их формирования. Установлено, что наиболее распространены вторичные коллекторы, образующиеся в кремнистых и карбонатных разновидностях пород, а также в их переходных разновидностях. Реже встречаются так называемые гидротермальные силициты, образующиеся в карбонатно-кремнистых типах пород, псевдогранулярные коллекторы — в фосфоритовых и карбонатных копролитах, а также в породах, обогащенных ихтиодетритом и пиритом. Доказано, что коллекторы в бажено-абалакском комплексе в основном образуются в результате воздействия на верхнеюрские отложения тектоногидротермальных процессов. Выделены следующие разновидности пород-коллекторов: трещинные, трещинно-кавернозные, псевдогранулярные, псевдогранулярно-микрокавернозные и порово-микрокавернозные. Предполагается, что причиной тектоногидротермальных процессов является подъем из астеносферы магматических тел, которые создают напряжения сначала в земной коре, а затем и в осадочной толще, в результате чего происходит их дробление — возникают субвертикальные высокопроницаемые зоны трещинных дислокаций, по которым происходит проникновение в осадочную толщу высокоэнтальпийных флюидов кислого состава. Эти высокоэнтальпийные флюиды не только участвуют в формировании вторичных коллекторов в бажено-абалакском комплексе, растворяя и выщелачивая неустойчивые в этих условиях компоненты, но и непосредственно принимают участие в нефтегенерационных процессах путем термолиза исходного органического вещества, а также привнесения ювенильного метана, его ближайших гомологов и водорода. Последний вступает в реакцию гидрогенизации с органическим веществом, в результате чего образуется дополнительный объем легких, насыщенных водородом углеводородов.
■ Для цитирования: Зубков М.Ю. Типы коллекторов в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири и их генезис // Геология нефти и газа. -2019. - № 4. - С. 59-78. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-4-59-78.
Reservoir types in the Bazhenov-Abalak series of Western Siberia and their genesis
© 2019 |M.Yu. Zubkov
West-Siberian Geological Center, Tyumen, Russia; ZubkovMYu@mail.ru
Received 18.03.2019 Accepted for publication 11.04.2019
Key words: secondary collectors; tectonic-hydrothermal processes; lithological types of rocks; nuclear magnetic resonance; pyrolysis.
Using the results of detailed lithological and petrophysical studies, the main types of reservoir rocks that compose the Ba-zhenov-Abalak series of Western Siberia have been identified. The reconstruction of the mechanism of their formation was conducted. It has been established that secondary reservoirs formed in siliceous and carbonate varieties of rocks, as well as in their transitional siliceous-carbonate varieties, are prevailing. Less common are the so-called hydrothermal silicites formed in carbonate-siliceous types of rocks, pseudogranular reservoirs — in phosphate and carbonate coprolites, an also in ichthy-odetrite- and pyrite-rich rocks. It is proved that the reservoirs present in the Bazheno-Abalak series are in most cases secondary and are formed as a result of the tectonic-hydrothermal processes impact on the Upper Jurassic deposits. The following types of reservoir rocks have been identified: fractured, fractured-vuggy, pseudogranular, pseudogranular-micro-vuggy and porous-microvuggy. Unfortunately, the origin of microcracking in various types of rocks is not always clear: either it originated in reservoir conditions under the action of tectonic stresses, or was formed in surface conditions as a result of removal of lithostatic load from samples. It is assumed that the cause of tectono-hydrothermal processes is ascending of magmatic bodies from asthenosphere, which first create stresses in the earth's crust and then in the sedimentary sequence; as a result, they split up — sub-vertical high-permeable zones of fracture dislocations occur, through which penetration of high-enthalpy acid fluids occurs into the sedimentary layer. These high-enthalpy fluids not only participate in the formation of secondary reservoirs in the Bazhenov-Abalak series dissolving and leaching components that are unstable under these conditions, but also directly take
part in the processes of oil generation by organic matter thermolysis, and by introducing juvenile methane, its nearest homologues and hydrogen. The latter reacts with hydrogenation with organic matter, which results in formation of additional amount of hydrogen-saturated hydrocarbons.
■ For citation: Zubkov M.Yu. Reservoir types in the Bazhenov-Abalak series of Western Siberia and their genesis. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2019;(4):59—78. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-4-59-78.
Несмотря на то, что отложения баженовской и абалакской свит изучаются более 40 лет, среди исследователей, занимающихся проблемой формирования коллекторов в отложениях бажено-абалакского комплекса, нет единого мнения о типах коллекторов и механизме или механизмах их образования в этих отложениях.
Первоначально среди исследователей, занимавшихся решением этой проблемы, были наиболее широко распространены представления, в соответствии с которыми коллекторы в баженовской свите образовывались в результате флюидоразрыва, вызванного генерацией исходным твердым ОВ жидких и газообразных УВ, которые занимали больший объем, чем исходное ОВ [1-6]. По их представлениям, в результате этого процесса формировался листоватый коллектор, который впоследствии получил название «баженит» [5].
Примерно в это же время был предложен иной механизм формирования коллекторов в баженов-ской свите, в соответствии с которым в образовании коллекторов принимали участие тектонические силы, а возникающий в результате тектонического дробления коллектор был отнесен к трещинному типу [7-10]. Однако эти публикации были, скорее, декларативного характера и не содержали конкретных сведений ни о механизме образования этого типа коллекторов, ни о породах, в которых возможно их формирование, ни о способах их прогноза.
Поскольку исходное ОВ в процессе термолиза генерирует нафтиды, то в результате этого процесса формируется вторичная пористость, объем которой зависит от качества или типа исходного ОВ, его содержания в породе и, наконец, от степени его термического преобразования или превращения в нафти-ды [11-13].
Были предложены и другие механизмы формирования коллекторов в баженовской свите, которые, однако, не получили широкого распространения, поскольку носили лишь умозрительный характер вследствие их слабой обоснованности фактическими данными, а потому и малой достоверности [14-19].
Поскольку без ясного представления о типах коллекторов в бажено-абалакском комплексе и понимания механизма их формирования невозможно успешно вести поиск и разведку УВ-залежей на этом объекте, а также их разработку и подсчет запасов, проведем подробный анализ вещественного состава, емкостных свойств пород-коллекторов, присутствующих в составе комплекса, а также реконструкцию условий их формирования.
Методы исследований
Образцы, отобранные из бажено-абалакского комплекса, изучались визуально, а также с использованием оптической и растровой электронной (РЭМ) микроскопии. Кроме того, выполнялись петрофизи-ческие исследования с использованием стандартных методов изучения фильтрационно-емкостных свойств образцов, а также их изучение с помощью релаксомет-ра ядерной намагниченности (ЯМР).
Для установления качественного состава ОВ, содержащегося в образцах бажено-абалакского комплекса, включая присутствующее в поровом пространстве, а также значения коэффициента вторичной пористости, возникающей в результате превращения исходного ОВ (ОВисх) в нафтиды (по Муратову В.Н., 1954), использовался пиролитический метод.
Результаты исследований
Породы-коллекторы, присутствующие в баже-но-абалакском комплексе, имеют различный состав, поэтому при разбиении их на различные классы в качестве основного критерия целесообразно использовать особенности их вещественного состава [20-23].
Кремнистые породы, входящие в состав ба-жено-абалакского комплекса, представлены силици-тами, радиоляритами и гидротермальными силици-тами, причем в основном они встречаются только в баженовской свите.
Силициты — очень прочные породы темно-серого цвета с почти массивной текстурой. В исходном состоянии они не являются коллекторами. Лишь в результате тектоногидротермального воздействия в них формируются вторичные коллекторы трещинного типа [20-24]. На поверхности трещин, образующихся в этом типе пород, отмечаются многочислен -ные кристаллы эпигенетических (гидротермального происхождения) минералов, покрытых пленками в различной степени метаморфизованных битумов (рис. 1 А, В). Размеры кристаллов этих минералов соответствуют степени раскрытое™ образующихся тектоногенных трещин в силицитах, которые обычно не превышают десятых долей миллиметра (см. рис. 1 С, ¿). Однако в силицитах встречаются трещины гораздо меньшей раскрытости, которые можно наблюдать только при их насыщении, например, керосином (см. рис. 1 Е). Пористость таких образцов составляет около 5-6 %, в то время как тот же параметр у монолитных разновидностей силицитов редко достигает 1-2 %.
Микроскопические исследования показали, что силициты представляют собой породу, состоящую из
Трещины в силицитах Factures in silicite
(if- ■■•'¿■ЛЪ*.. ill.'- -L - ' - &.Ц.-А' :■ ■ ЩЪ - .. у -bt, f. ' ■■ ' ■ - 'V-.
Г - \ .-.. ii .
A, B — фотографии полноразмерных образцов с трещинами, на поверхности которых присутствуют битумы и новообразованные минералы (Маслиховское месторождение); C, D — поверхность трещины, покрытая многочисленными кристаллами барита (Палья-новская площадь); E — микротрещины в цилиндрическом образце, насыщенном керосином (Северо-Конитлорское месторождение). Элементные спектры: C — кремнистой матрицы; D — кристалла барита (по [23] с добавлениями)
A, B — photos of whole-core samples with fractures on the surface of which bitumens and newly formed minerals are present (Maslikhovsky field); C, D — surface of fracture covered by numerous barite crystals (Pal'yanovsky area); E — microfracture in kerosene-saturated core plug (North Konitlorsky field). Elemental spectra: C — siliceous matrix; D — barite crystal (from [23] with additions)
многочисленных микрокопролитов или пеллет кремнистого состава. Их образование обязано жизнедеятельности мелких рачков-фильтраторов — эвфаузиид (Зубков М.Ю., Мормышев В.В., 1987). Эти нектонные организмы питались автотрофным планктоном, который по многим признакам мог состоять преимущественно из диктионемовых водорослей, раковинки которых, пройдя через пищеварительный тракт эвфаузиид, разрушались и в виде пеллет опускались на дно верхнеюрского морского бассейна (рис. 2 А, В).
В зависимости от соотношения кремнистого, глинистого и органического материалов в составе пеллет они могли либо сохранять округлую форму (в случае почти чисто кремнистого состава), либо деформироваться под давлением перекрывающих осадков, приобретая линзовидную или даже дискообразную форму, если в их составе, помимо кремнистого, было много пластичного глинистого и органического вещества (см. рис. 2 А, В).
Можно также допустить, что в позднеюрское время на территории Западной Сибири или в близлежащих районах действовали палеовулканы, извергавшие кремнистый пепел (И.В. Лучицкий), который также мог попадать сначала в эпиконтинентальный морской бассейн, а затем и в пищеварительный тракт эвфаузиид и в составе пеллет поступать в осадок, образуя силициты. Таким образом, мощность сили-цитов напрямую связана именно со степенью активности или количества в морской воде эвфаузиид (Зубков М.Ю., Мормышев В.В., 1987).
Пеллеты состоят из очень мелких (2,5-10 мкм) слабоограненных кристаллов кварца, сцементированных глинистыми минералами и метаморфизо-ванным тиобитумом (см. рис. 2 С, Е). Отдельные кристаллики кварца, слагающие кремнистые копролиты или пеллеты, хорошо видны на снимке шлифа, снятого с анализатором (см. рис. 2 В). Микропоры, присутствующие между кристалликами кварца, имеют
Рис. 2. Fig. 2.
Фотографии шлифа, снятые без (A) и с (B) анализатором, и снимки РЭМ силицитов (C, E) Photos of thin section taken with (B) and without (A) analyser, and SEM images of silicites (C, E)
d
All MgЦ 1 S
t*.
tf
A, B — Тортасинский лицензионный участок; С, E — Маслиховское месторождение; D — элементный спектр, полученный с площади снимка С
A, B — Tortasinsky License Area; С, E — Maslikhovsky field; D — elemental spectra obtained for the area of image С
размеры около 0,08-0,25 мкм и заполнены преимущественно связанной водой, а также метаморфизо-ванным тиобитумом (см. рис. 2 С, Е) [13].
Таким образом, вторичные коллекторы, возникающие в силицитах в результате воздействия на них тектоногидротермальных процессов, можно отнести к трещинному типу, так как их седиментогенная исходная пористость из-за микроскопических размеров полностью занята связанной водой и вязкими или даже твердыми битумами [24].
Радиоляриты. Раковинки радиолярий соответствуют крупнозернистым алевролитам и даже мелкозернистым песчаникам, поэтому они, обладая достаточной механической прочностью, представляют собой коллектор, который следует отнести к псевдогранулярному типу.
Различия в характере насыщения силицитов и радиоляритов хорошо видны на фотографиях керна, полученных в ультрафиолетовом свете, на которых люминесцируют только прослои, сложенные радиоляритами, содержащими, в отличие от силицитов, в поровом пространстве УВ нефтяного ряда (рис. 3 А).
Различия же в структуре порового пространства обеих разновидностей кремнистых пород однознач-
но выявляются на снимках шлифов (см. рис. 3 В, D) и спектрах ЯМР образцов радиолярита (см. рис. 3 С) и силицита (см. рис. 3 Е). По данным ЯМР-исследо-ваний, пористость радиолярита составляет 11,4 % и в нем присутствуют пустоты, заполненные свободным флюидом, а поровое пространство, присутствующее в силиците составляет всего 2,7 %, причем оно полностью занято связанной водой и битумом (см. рис. 3 С, Е). Поры, в которых присутствует свободный флюид, в силиците отсутствуют.
Таким образом, в отличие от силицитов, в которых коллектор трещинного типа является вторичным и образуется в результате тектоногидротермальных процессов, радиоляриты в значительной мере сохраняют первоначальную псевдогранулярную пористость [23].
Гидротермальные силициты — разновидность практически чисто кремнистых пород, широко развитая в пределах Западной Сибири. Они слагают продуктивные отложения в кровле доюрского комплекса, образуясь по кремнистым известнякам раннекамен-ноугольного и позднедевонского возраста в результате воздействия на них тектоногидротермальных процессов (Зубков М.Ю., 1990, 2015). Этот же тип по-
Силициты и радиоляриты (Тортасинский лицензионный участок) Silicite and radiolarite (Tortasinsky License Area)
skPHIMIIBHHW ч '-'''^ii а 1 pi ji щ'ЩШш щ1. Я
<9 ч* 111
b
; ' . *'* - ■ ! - \ L
0
^ ш. * . " 4 - " » jT ~ '
■. ^ -
«¿f* . or*
0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0
0,1
e 0,05
S 0,04
и
й
S о. 0,03
с
ее го 0,02
XI
го S 0,01
о.
d 0
0,1
0,4
0,4
1,6 6,4
T2, мс
1,6 6,4
T2, мс
33 мс
г* /
25,6
102,4
1 2
25,6
102,4
Фотографии: A — полноразмерного керна, снятые в «белом» и ультрафиолетовом свете, и шлифов: B — радиолярита, D — силицита; спектры ЯМР: C — радиолярита, E — силицита (по [20] с изменениями). Кп, %: 1 — ЯМР (11,4), 2 — свободного флюида (1,7), 3 — ЯМР (2,7)
A — whole-core photos taken in "white" and UV light, and photos of thin sections: B — radiolarite, D — silicite; NMR spectra:
C — radiolarite, E — silicite (from [20], modified).
PHI, %: 1 — NMR — 11.4, 2 — free fluid — 1.7, 3 — NMR — 2.7
100 мкм
3
род встречен в пласте Ю^ в пределах Ахтамарского и Грибного месторождений (Зубков М.Ю., 2017).
Гидротермальные силициты образуются по кремнисто-карбонатным разновидностям пород в результате растворения их карбонатной части гидротермальными флюидами кислого состава и кристаллизации в освободившемся пространстве из
исходного биогенного кремнезема в виде многочисленных отчетливо ограненных мелких кристалликов кварца (Зубков М.Ю., 1990, 2015, 2017).
Такой же механизм их образования типичен для пород баженовской свиты, имевших первоначально кремнисто-карбонатный состав (рис. 4 А, В), которые в результате воздействия на них гидротермальных
Рис. 4. Fig. 4.
Фотографии шлифов кремнисто-карбонатной породы Маслиховского (A, B) и образовавшихся по аналогичным породам гидротермальных силицитов Верхне-Салымского (C) и Приобского (D) месторождений
Photos of thin sections of siliceous-carbonate rock, Maslikhovsky field (A, B), and hydrothermal silicite formed from the similar rocks Upper Salymsky field (C) and Priobsky field (D)
флюидов кислого состава теряют карбонатную часть, выщелачиваемую этими флюидами, а оставшийся легкорастворимый биогенный кремнезем переотлагается в виде мелких кристаллов кварца (см. рис. 4 С, D). Образующийся в результате описанных процессов коллектор в гидротермальных силицитах относится к псевдогранулярно-микрокавернозному типу.
Максимальную пористость и проницаемость имеют карбонатные коллекторы, образующиеся в результате тектонического дробления и последующей гидротермальной проработки первоначально монолитных карбонатных пластов, которые до этого не обладали коллекторскими свойствами (рис. 5). Этот тип коллектора более характерен для абалакской свиты. Образующиеся в карбонатных пластах бажено-абалакского комплекса вторичные коллекторы тек-тоногидротермального происхождения относятся к трещинно-кавернозному типу [20-24].
Участие в формировании описываемых коллекторов гидротермальных флюидов подтверждается наличием на поверхности трещин и каверн, кристаллов разнообразных минералов и их ассоциаций, а также пленок в различной степени метаморфизо-ванных тиобитумов (рис. 6, 7) [20-24]. Каверны, об-
разующиеся в этих породах, часто заполнены нефте-насыщенным эпигенетическим (гидротермальным) каолинитом и/или диккитом. В таких коллекторах присутствуют мелкие кристаллы гидротермального кварца (см. рис. 7 С, D). Раскрытость трещин в этом типе коллекторов достигает 0,5-1 см, а каверн — 2-2,5 см.
Фильтрационно-емкостные свойства этих образцов определить трудно, так как они чаще всего извлекаются из керноприемника в виде обломков, распавшихся по зияющим трещинам. Однако, если считать правильными замеры пустотности, выполненные с помощью геофизических исследований скважин (ГИС) по комплексу ядерно-физических методов, то ее объем может достигать в таком типе пород-коллекторов 15-20 % (Зубков М.Ю., Сосланд М.И., 1995).
Копролиты встречены в западной части бассейна (Пальяновская площадь). Они входят в состав тутлеймской свиты и представлены двумя разновидностями, имеющими фосфоритовый и карбонатный состав (рис. 8 А, В) [20, 23]. Их насыщение УВ подтверждается люминесценцией в ультрафиолетовом свете (см. рис. 8 В).
Рис. 5. Фотографии полноразмерных образцов карбонатных коллекторов трещинно-кавернозного типа, снятые в «белом» (A, C, E, G)
и ультрафиолетовом (B, D, F, H) свете Fig. 5. Photos of whole-core samples of fractured-vuggy carbonate reservoirs, which were taken in "white" light (A, C, E, G) and UV light (B, D, F, H)
К? -Ц - ж-'
*%J' J/ r*
Щрпц у
' •;-. H f 4 7 "A Л
X. 1 H ^
c
* - ччИГ кШ "'%
v. • I"; V
-a ■Jfajb
'»¿üb Уа ~
4M ^.Л -;>.J
d|
ич
; JESS
Месторождения: A, B — Усть-Балыкское, C, D — Северо-Конитлорское, E, F — Салымское, G, H — Сыморьяхское (по [20] с добавлениями)
Fields: A, B — Ust'-Balyksky, C, D — North Konitlorsky, E, F — Salymsky, G, H — Symoryakhsky (from [20] with additions)
Рис. 6. Fig. 6.
Битумы и минералы гидротермального происхождения на поверхности трещин и каверн в карбонатных породах Bitumens and minerals of hydrothermal origin on the surface of fractures and vugs in carbonate rocks
A — метаморфизованный битум; B — метаморфизованный битум и две генерации кристаллов кварца (Ем-Еговская площадь); С — микродруза кварца (Пальяновская площадь); D — кристаллы гармотома (Маслиховское месторождение)
A — metamorphosed bitumen; B — metamorphosed bitumen and two generations of quartz crystals (Em-Egovsky area); С — microdruse of quartz (Pal'yanovsky area); D — harmotome crystals (Maslikhovsky field)
Копролиты, как и рассмотренные ранее типы пород, подвергались воздействию гидротермальных флюидов, вызвавших частичную перекристаллизацию фосфатов, а также образование в поровом пространстве каолинита и/или диккита, кристаллов кальцита, доломита, кварца и барита (см. рис. 8 С, Б).
Копролиты подобно радиоляритам характеризуются псевдогранулярной межзерновой емкостью, т. е. в значительной степени унаследованной со стадии их седиментации благодаря крупноалевритовой и мелкозернистой песчаной размерности, а также достаточно высокой механической прочности (рис. 9 А, С).
Фосфоритовые копролиты обладают гораздо более высокими фильтрационно-емкостными свойствами, чем их карбонатные разновидности, что подтверждается ЯМР-исследованиями. Так, пористость первых составляет около 15 %, а вторых — всего 4,4 % (см. рис. 9 В, Б). В первых также гораздо выше значение индекса свободного флюида. Заметно более низкие фильтрационно-емкостные свойства карбонатных копролитов по сравнению с фосфоритовыми
объясняются тем, что карбонаты замещают не только копролиты, но и значительную часть пустотного пространства, расположенного между ними (см. рис. 9 С).
Таким образом, копролиты можно отнести к коллекторам с псевдогранулярным типом пористости. Эта разновидность пористости в значительной степени является первичной, хотя отложение в поровом пространстве вторичных копролитов, в том числе гидротермального происхождения, минералов в большей или меньшей степени уменьшает их первоначальную псевдогранулярную пористость.
Высокорадиоактивные породы. В разрезе скв. 554Э Салымского месторождения, вскрывшей бажено-абалакский комплекс, встречены два высокорадиоактивных пласта, которые интересны не только из-за их высокой радиоактивности, но и тем, что они продуктивны — из них получены малодебитные притоки УВ (Зубков М.Ю., 2015).
Верхний «радиоактивный» пласт мощностью около 30-35 см сложен главным образом доломито-
Рис. 7. Fig. 7.
Минералы гидротермального происхождения на поверхности трещин (A, B) и в микрокавернах (C, D) карбонатных пород Minerals of hydrothermal origin on the surface of fractures (A, B) and in micro-vugs (C, D) of carbonate rocks
A, B — Ем-Еговская площадь; C — Пальяновская площадь; D — Южно-Ягунское месторождение. Анг — ангидрит; Ба — барит; Дл — доломит; Кв — кварц; Кц — кальцит (по [23] с добавлениями)
A, B — Em-Egovsky area; C — Pal'yanovsky area; D — South Yagunsky field.
Анг — anhydrite; Ба — barite; Дл — dolomite; Кв — quartz; Кц — calcite (from [23] with additions)
вым радиоляритом с небольшой примесью кальцита (около 12-14 %), незначительным содержанием фрамбоидального пирита (около 3 %), остатками незамещенного карбонатами биогенного кремнезема (8-10 %) и высоким содержанием ихтиодетрита (около 10-12 %), который в большинстве случаев имеет почти черный цвет вследствие его обуглероживания (рис. 10 A, B). В рассматриваемой карбонатной породе ОВисх полностью отсутствует, а вместо него присутствует черный керитоподобный сильнометамор-физованный почти твердый битум, заполняющий пустоты между раковинками радиолярий и частично выщелоченные остатки ихтиодетрита (см. рис. 10 A, B). Открытая пористость в рассматриваемой породе составляет в среднем 8-10 %.
Описываемая карбонатная порода может быть отнесена к псевдогранулярному коллектору (как обычные радиоляриты), но с признаками микрокавернозного типа (из-за частично выщелоченных гидротермальными флюидами раковинок радиолярий и ихтиодетрита).
Нижний «радиоактивный» пласт имеет мощность около 1 м и более экзотический вещественный состав. Он представляет собой «пиритовый» пласт, состоящий главным образом из мелкозернистого пирита (обычно фрамбоидального), содержание которого варьирует в пределах 45-65 % (см. рис. 10 С, Б). Кроме того, в его составе присутствуют: доломит (10-15 %), кальцит (5-7 %), сидерит (6-8 %) и немного кварца (3-5 %). Исходное ОВ полностью отсутствует, но, как и в рассмотренном ранее пласте, присутствует керитоподобный сильнометаморфизованный с высоким содержанием серы битум, содержание которого составляет около 2-3 % (см. рис. 10 С, Б).
Несмотря на то, что в шлифах хорошо видны обломочные фрагменты черного цвета, напоминающие по внешнему виду ихтиодетрит, по результатам химического анализа выявлено низкое содержание Р2О5 в составе рассматриваемой породы. Очевидно, что исходный ихтиодетрит был практически полностью растворен и вынесен из рассматриваемого «радиоактивного» пласта гидротермальными раствора-
Рис. 8. Fig. 8.
Фотографии полноразмерных образцов копролитов фосфорито-карбонатного состава, снятых в «белом» (A) и ультрафиолетовом (B) свете, снимки РЭМ фосфоритовых копролитов (C, D), Пальяновская площадь
Photos of whole-core samples of phosphorite-carbonate coprolites taken in "white" (A) and UV (B) light; SEM images of phosphoritic coprolites (C, D) from Pal'yanovsky area
Кт — каолинит (диккит); Фс — фосфорит. Остальные усл. обозначения см. на рис. 7
Кт — caolinite (dickite); Фс — phosphorite. The rest of the legend is in Fig. 7
ми кислого состава, а его «отрицательные» формы оказались в значительной степени заполненными сильнометаморфизованным керитоподобным битумом (см. рис. 10 С, D).
Открытая пористость образцов, отобранных из рассматриваемого «пиритового» пласта, составляет 15-17 %, а проницаемость — (13-15) • 10-3 мкм2. Основная часть пустотного пространства образовалась за счет выщелачивания гидротермальными флюидами кислого соства неустойчивых в этих условиях компонентов, представленных главным образом карбонатами и ихтиодетритом, что хорошо видно в шлифах, прокрашенных красной смолой (см. рис. 10 С, D).
Уран, содержащийся в повышенных концентрациях в рассматриваемых «радиоактивных» интервалах, связан в верхнем интервале с остатками ихтиодетрита и метаморфизованным битумом, а в нижнем — практически полностью с метаморфизо-ванным керитоподобным битумом.
Вторичный коллектор, образовавшийся в этом радиоактивном пласте, можно условно отнести к порово-микрокавернозному типу1.
Органическое вещество. В результате термолиза ОВисх, вызванного воздействием на него текто-ногидротермальных процессов, оно в большей или меньшей степени превращается в нафтиды и неуглеводородные летучие, в результате чего формируется вторичная пористость. Ее объем зависит от типа ОВисх, его количества в составе бажено-абалакского комплекса и степени превращения в нафтиды и летучие компоненты [11-13, 25]. Этот тип вторичной пористости имеет большое значение для отложений баженовской свиты, а в абалакской свите она имеет
1 В данной статье в термин «кавернозный» вкладывается не геометрический (пустота, имеющая размер более 1-2 мм), а генетический смысл (вторичная емкость, образовавшаяся вследствие растворения или выщелачивания исходной породы).
Снимки шлифов фосфоритовых (A) и карбонатных (C) копролитов, их спектры ЯМР: B — фосфоритового, D — карбонатного состава, Пальяновская площадь (по [23] с изменениями)
Images of thin sections of phosphoritic (A) and carbonate (C) coprolites, their NMR spectra: B — phosphoritic, D — carbonate composition, Pal'yanovsky area (from [23] modified)
минимальный вклад в суммарную емкость этих отложений из-за низкой концентрации ОВисх. Вторичная пористость и генерация УВ — это два единовременно или параллельно протекающих и взаимосвязанных друг с другом процесса.
Оценим величину вторичной емкости, возникающей за счет превращения ОВисх в нафтиды вследствие воздействия на него гидротермальных флюидов, а также количество образовавшихся нафтидов [11—13, 25].
По результатам пиролитических исследований, выполненных различными исследователями, ОВ, входящее в состав баженовской свиты, относится ко II типу по классификации Тиссо и Вельте (1981) и его начальный нефтегенерационный потенциал в среднем составляет около 60 % его исходного количества (Гончаров И.В. и др., 2010, 2016; Зубков М.Ю. и др., 1984, 1985, 1986, 1988, 1999, 2000, 2015, 2018). Примем это значение равным его генерационным свойствам, т. е. будем считать, что его мобильная, или способная генерировать нафтиды (Смоб), часть до начала процесса нефтегенерации составляет 60 % его массы. Оставшиеся 40 % — это его инертная часть (Син), представляющая собой в конце процесса нефтегене-
рации графитизированный инертный остаток, неспособный генерировать нафтиды. В соответствии с принятыми для моделирования процесса нефтегене-рации, исходными параметрами введем следующие понятия и их обозначения:
ОВисх — исходное содержание ОВ в отложениях ба-женовской свиты до начала генерации им нафтидов:
ОВисх = Смоб + Син, (1)
где Смоб = 60 %, а Син = 40 %.
Кон — коэффициент остаточной нефтегенерации,
Кон = С моб исх
(2)
До начала процесса нефтегенерации в отложениях баженовской свиты, в соответствии с принятыми условиями, Кон = 0,6. После полного исчерпания неф-тегенерационных свойств ОВисх его Смоб = 0 % и, соответственно, Кон = 0.
Сг — количество образовавшихся, или генерированных, ОВисх нафтидов, содержание которых изменяется от 0 (до начала процесса нефтегенерации) до 60 %, т. е. равняется значению Смоб при полном завершении процесса нефтегенерации.
Рис. 10. Fig. 10.
Фотографии шлифов радиоактивных пород, обогащенных ихтиодетритом (A, B) и пиритом (C, D), Салымское месторождение Photos of thin sections of ichthyodetrite-rich radioactive rocks (A, B) and pyrite (C, D), Salymsky field
Ш w5 - 4* ЯЩ Ш * -С ^ т «ч** « : -îfei " *
f -Î4-JÛ ' '--ijL ■* -i 'ГшЬя
Доломитовый радиолярит, снятый без (A) и с (B) анализатором; карбонатно-пиритовый образец, снятый в проходящем (C) и отраженном (D) свете
Image of dolomitic radiolarite taken with (B) and without (A) analyser; image of carbonate-pyritic sample taken in transmitted light (C) and in reflected light (D)
Кпревр Сг / Смоб ,(3)
где Кпревр — коэффициент превращения.
Он изменяется от 0 (до начала процесса нефтегенерации) до 1 (при его завершении), когда Сг = Смоб.
В свою очередь, Сг можно разделить на Сэ (количество эмигрировавших из отложений баженовской свиты нафтидов) и Сост (часть оставшихся в отложениях свиты нафтидов)
Сэ = Сг — Сост, (4)
тогда
Кэ = Сэ / Сг, (5)
где Кэ — коэффициент эмиграции.
Пористость, которая образуется за счет ОВисх, обозначим как Кп. ов [11-13]. Ее значение (Усг) соответствует объему ОВисх, превратившегося в нафтиды,
Кп. ов = Кг. (6)
Тогда процесс нефтегенерации и образования Кп. ов в упрощенном виде можно представить следующим образом. Пусть значение ОВисх в отложениях свиты равно 15 % (рис. 11 А). Следует обратить внимание на то, что поверхность ОВисх, не начавшего генерировать нафтиды, является гладкой, на ней отсутствует какая-либо специфическая микротекстура (Зубков М.Ю., Федорова Т.А., 1989); [13]. Все приведенные коэффициенты и Кп. ов до начала нефтегене-рации равны 0, кроме Кон, который имеет максимальное значение 0,6 (см. рис. 11 А).
С началом процесса нефтегенерации ОВисх начинает генерировать нафтиды. Вследствие этого образуется вторичная пористость, которая в рассматриваемом некотором промежуточном случае составляет, например, 3 % (см. рис. 11 B). Следует отметить, что в этом случае вторичная пористость, равная 3 %, соответствует объему ОВисх, превратившегося в наф-тиды, но поскольку плотность ОВ примерно в 2 раза меньше плотности минеральной матрицы, то обра-
Рис. 11.
Fig. 11.
Схема термического созревания керогена II типа при максимальной степени его превращения в нафтиды, равной 0,6 доли ед.
Scheme of thermal maturation of Il-type kerogen at maximum degree of its transformation to naphtides of 0.6 fr. unit
a b
9 % ОВ.об = С.об + С„ = 15 % Кон = С„о„ /ОВ.сх = 0,6 (100 %) Кпре„ = 0 Кпр. = 0 2,5 % 0,5 % 6 % ОВ,ек = Сос, + С.об + с„ = 12,5 % Кон = С„о„ / ОВ.сх = 0,4 (67 %) с = С-С„= 2,5 % К = С / (С + С„)= 0,83 Кпревр = С, / С.об = 0,33 К„.„ = 3 %
i % * мл.'. •> шш
6 % 6 % Y • Î V ЙЙ0ммд
Термическое созревание ОВ
C
5,5 %
05%
ОВ„, = С„, + С.„б+ С,„= 9,5 % К„ = С.об/ ОВио, = 0,2 (33 %) с. = С-С„= 5,5 % К = С, / (С,+ CJ = 0,92
к = с / с.„б = 0,66
Кп„. = 6 %
d
1 % 1 %
ОВ„, = С011 + С.0б + С„ = 8 %
К„ = С,об/ ОВио, = 0^7 (11,7 %)
с. = С -С„= 7 %
К, = С, / (сс, + CJ= 0,88
Кт = С / С.„б = 0,89
К„„. = 8 %
Термическое созревание ОВ
1 2 3
4
B-D — фотографии ОВ, демонстрирующие формирование в нем вторичной пористости в процессе его катагенетиче-ской эволюции; степень катагенетического преобразования керогена увеличивается по направлению от (A) к (D) (по [13] с изменениями).
1 Сэ; 2 Сост; 3 Смоб; 4 Син
B-D — OM photos showing formation of secondary porosity in it during the course of katagenetic evolution; the degree of kerogen katagenetic transformation increases from (A) towards (D) (from [13], modified).
1 _С ■ 2_С ■ 3_С ■ 4_С
* ^expuls/ ^rem/ ^ ^mo^ ^¡n
зовавшаяся за его счет вторичная пористость будет составлять около 6 % объема всей породы. Процесс нафтидообразования вызывает формирование специфической микротекстуры на поверхности ОВ, напоминающей микроскопические трещинки усыхания (см. рис. 11 В) [13]. На рассматриваемой промежуточной стадии наблюдается образование 3 % нафтидов (Сг = 3 %), но поскольку допускается, что 2,5 % из образовавшихся нафтидов эмигрировало, то Кэ = 0,83. Остальные коэффициенты на этой стадии равны: Кон = 0,4, или 67 %, Кпревр = 0,33 (см. рис. 11 В). Здесь, однако, следует обратить внимание также на то, что Кэ = 0,83, т. е. большая часть образовавшихся за счет ОВисх
нафтидов эмигрировала, поэтому пропорционально этому количеству нафтидов уменьшилась и образовавшаяся вторичная пористость. То есть Кп. ов, вследствие уплотнения отложений баженовской свиты и эмиграции из них образовавшихся нафтидов, уменьшился до 0,51 % (см. рис. 11 В).
При попадании отложений в более высокотемпературные условия (например, вследствие воздействия на осадки высокотемпературных гидротермальных флюидов) в них происходит более интенсивное наф-тидообразование и, соответственно, более активное формирование Кп. ов. В этом случае в образовавшемся из ОВисх твердом битуме наблюдается вторичная пузырчатая микротекстура, обусловленная интенсивным газообразованием (см. рис. 11 С) [13]. На рассматриваемой (условной) стадии вторичная пористость, образующаяся за счет ОВисх, уже составляет 6 %, а в пересчете на объем породы (с учетом разности удельной плотности ОВ и минеральной матрицы) — около 12 %. Остальные коэффициенты имеют следующие значения: Кон = 0,2, или 33 %, Кэ = 0,92 и Кпревр = 0,66 (см. рис. 11 С). Как и в рассмотренном выше случае, возникшая за счет ОВисх, Кп. ов, пористость вследствие уплотнения отложений баженовской свиты и эмиграции образовавшихся нафтидов уменьшится в соответствии со значением Кэ до 0,48 % (массовых), а с учетом более низкой плотности ОВисх по сравнению с минеральной матрицей до — 0,96 % объема породы (см. рис. 11 С).
При более высокотемпературном воздействии на ОВисх в осадках баженовской свиты происходит более интенсивное нафтидообразование и, соответственно, еще более активное формирование вторичной пористости. В этом случае в образовавшемся из ОВисх более метаморфизованном битуме наблюдается возникновение скелетной микротекстуры, обусловленной его интенсивным преобразованием в нафтиды (см. рис. 11 D) [13]. На рассматриваемой (условной) стадии вторичная пористость, образующаяся за счет ОВисх, составляет 8 %, а в пересчете на объем породы (с учетом разности удельной плотности ОВисх и минеральной матрицы) — около 16 %. Остальные коэффициенты имеют следующие значения: Кон = 0,07, или 12 %, Кэ = 0,88 и Кпревр = 0,89 (см. рис. 11 D). Как и в рассмотренном выше случае, возникшая за счет ОВисх Кп. ов, вследствие уплотнения отложений свиты и эмиграции образовавшихся нафтидов, уменьшится в соответствии со значением Кэ до 0,96 %, а с учетом низкой плотности ОВ по сравнению с минеральной матрицей, что отмечалось выше, она составит всего 1,92 % (см. рис. 11 D).
Используя результаты пиролитических исследований можно с помощью номограммы оперативно на полуколичественном уровне оценить значение Кп. ов, образовавшееся за счет ОВисх, в зависимости от его содержания (в рассматриваемом случае ОВисх = 20 %), типа и степени превращения в нафтиды (рис. 12), но
7 %
3 %
6 %
6 %
Номограмма определения вторичной пористости (VJ за счет превращения ОВисх в нафтиды Nomogram for determination of secondary porosity (Vsec) due to OMinit transformation to naphtides
V, = 0 %
v„, %
50-
40-
30
20
10-
ОВ III типа
10
20
30 ОВио,, %
1 V 2 1 1 3
1 4 1 5 D 6
1 — линии равных степеней превращения ОВисх в нафтиды со значением мобил ьной части ОВисх (Смоб); 2 — направления изменения V^ в зависимости от содержания ОВисх и его типа (по [11] с дополнениями); 3 — ОВисх; 4 — минеральная матрица; 5 — инертная часть ОВ; 6 — величина вторичной пористости, образовавшейся за счет ОВисх
1 — lines of equal degree of OMwt transformation to naphtides
with the value of mobile part OMinit (Cm
trends of
\/sec modification depending on OMinit and its type (from [11] with additions); 3 — OMinit; 4 — pore mineral matrix; 5 — oM inertia part; 6 — amount of diagenetic porosity formed by OMinit
без учета уплотнения осадков [11]. Однако, используя предложенный автором способ комплексирования данных пиролиза и метода материального баланса, можно на количественном уровне оценить значение Кп. ов (Зубков М.Ю., 1983, 2018).
Из полученных данных следует, что в процессе нефтегенерации, особенно если он протекает до конца, образуется значительная по объему вторичная пористость, которая могла бы быть заполнена образовавшимися нафтидами. Но это возможно только в случае, если отложения баженовской свиты обладают достаточно прочным минеральным скелетом, способным сохранить эту вторичную пористость. Однако основная ее часть теряется вследствие уплотнения осадка, а образовавшиеся в ней нафтиды энергично
эмигрируют в перекрывающие и/или подстилающие отложения, где имеются гранулярные коллекторы (в направлении максимального градиента перепада по-рового давления) [12, 13].
Коэффициент эмиграции нафтидов из отложений свиты, обогащенных ОВ, вычисленный на основе комплексирования результатов пиролитических исследований и метода материального баланса, в среднем варьирует от 89 до 99 % [12, 13]. Поэтому для рассмотренного выше случая сохранившаяся вторичная пористость, образовавшаяся за счет исходного ОВ, в зависимости от прочности минерального скелета, вмещающего образовавшиеся нафтиды, может изменяться в среднем от 0,16 до 1,92 %.
Если все перечисленное верно, то, при одинаковом среднем содержании ОВисх в составе баженовской свиты, в зонах с повышенной пластовой температурой, обусловленной тектоногидротермальным воздействием на породы свиты, будет наблюдаться более интенсивное протекание процессов нефтегенерации и, соответственно, более активное преобразование ОВисх в нафтиды, а потому должно отмечаться значительное уменьшение в этих участках современного содержания ОВ (Зубков М.Ю. и др., 1988); [13]). Действительно, сопоставление современной пластовой температуры по кровле баженовской свиты и среднего по разрезу вскрывших ее скважин относительного содержания ОВ показало, что в «горячих» участках, где пластовая температура (Тпл) достигает 128-130 °С, по сравнению с «холодными», в которых Тпл равна 93-95 °С, в пределах Салымского месторождения отмечается уменьшение относительного содержания ОВ примерно в 2 раза и более [13].
Таким образом, несмотря на высокое значение вторичной пористости по ОВисх, образующееся вследствие превращения ОВисх в нафтиды, особенно в участках, подвергшихся тектоногидротермальному воздействию, из-за отсутствия прочного минерального каркаса в литологических типах, богатых ОВ и глинистыми минералами, основная часть возникшей вторичной пористости по ОВисх «исчезла» вместе с образовавшимися нафтидами вследствие уплотнения этих отложений и эмиграции образовавшихся нафтидов.
Действительно, для образцов баженовской свиты, отобранных в пределах Салымского месторождения, отмечается обратно пропорциональная зависимость пористости от содержания в их составе глин и, напротив, прямо пропорциональная — от концентрации в них кремнистого материала [12].
Обсуждение полученных результатов
Полученные результаты свидетельствуют о том, что коллекторы в бажено-абалакском комплексе имеют преимущественно вторичное (тектоногидро-термальное) происхождение и образуются по определенным типам пород, главным образом кремнистого,
VBT = 33-38 %
0
карбонатного и смешанного кремнисто-карбонатного состава. Эти породы характеризуются высокой прочностью и в то же время хрупкостью, а карбонатные разновидности — высокой растворимостью в гидротермальных флюидах кислого состава [20-23]. Эти разновидности пород, несмотря на литостати-ческое давление перекрывающих их осадков, в значительной степени сохраняют вторичное пустотное пространство, образовавшееся в результате наложенных тектоногидротермальных процессов.
Породы с высоким содержанием глинистого материала и ОВ, вследствие их низкой механической прочности и высокой пластичности, напротив, не могут стать вторичными коллекторами даже при воздействии на них высокотемпературных флюидов, формирующих вторичную пористость за счет превращения ОВисх в нафтиды. В результате тектонического воздействия в них появляются многочисленные поверхности и зеркала скольжения, по которым они распадаются на мелкие и крупные обломки при извлечении из скважины. Поэтому листоватый коллектор или баженит, формирующийся в тонкослоистых разновидностях бажено-абалакского комплекса, послойно обогащенных ОВ, вследствие флюидоразрыва, не имеет серьезного обоснования и подтверждения накопленными к настоящему времени многочисленными фактическими данными [12, 13, 20-24].
Возникает вопрос: почему в зонах тектоногид-ротермального воздействия на бажено-абалакский комплекс в породах-коллекторах, входящих в его состав, несмотря на образование зон субвертикальной трещиноватости, сохраняются УВ-залежи? Этот феномен объясняется следующим образом.
Во-первых, глинистые отложения, подстилающие и перекрывающие бажено-абалакский комплекс, имеют очень низкую проницаемость и, соответственно, являются прекрасными флюидоупорами. Во-вторых, возникающие в них трещины представляют собой сколово-сдвиговые дислокации, т. е. реализуются в виде поверхностей и зеркал скольжения, поверхности которых плотно прилегают друг к другу. В-третьих, и это самое важное, — в них всегда поровое давление намного превышает существующее в породах-коллекторах, входящих в состав бажено-абалак-ского комплекса, поэтому флюиды, находящиеся в последних, не могут эмигрировать из этих коллекторов. То есть они (коллекторы) как бы запечатаны гидродинамическим затвором, который представляют собой окружающие их глинистые отложения. Этот феномен, в свою очередь, объясняется двумя главными причинами. Во-первых, вследствие генерации наф-тидов, преимущественно в более пластичных, обогащенных глинистыми минералами и ОВ типах пород создается избыточное поровое давление (вспомним флюидоразрыв, о котором писали классики). Во-вторых, в более пластичных породах, в отличие от прочных пород-коллекторов, поровое давление всегда го-
раздо более высокое из-за того, что они не способны противостоять литостатическому давлению, которое в значительной степени передается на флюид, насыщающий их поровое пространство. Поэтому генерируемые ОВисх нафтиды всегда в первую очередь будут насыщать породы-коллекторы, входящие в состав бажено-абалакского комплекса, если таковые в нем имеются, и лишь затем их избытки будут поступать по трещинным зонам в ближайшие к бажено-аба-лакскому комплексу подстилающие или перекрывающие их породы-коллекторы в зависимости от силы и направления существующего градиента давления.
Поэтому в тонкослоистых разновидностях пород баженовской свиты с повышенным содержанием в них ОВ (рис. 13 А, В), отобранных в пределах высокотемпературных участков, в которых протекали тек-тоногидротермальные процессы (чем как раз и объясняются повышенные геотермические градиенты и пластовые температуры на этих участках), последнее представлено преимущественно метаморфизован-ным твердым битумом с растворенными в нем УВ в виде твердых растворов (Зубков М.Ю., 2014, 2015; [24]) и совсем малой долей свободных УВ, в виде самых легких газообразных разновидностей, которые практически полностью теряются при попадании керна на поверхность. Эти битумы из-за своих реологических свойств не могли эмигрировать в породы-коллекторы и остались в баженовской свите, отложения которой по этой причине следует называть битуминозными. Углеводороды, присутствующие в битумах в форме твердых растворов, на пирограммах таких образцов входят в состав пиков S1 и S21 (см. рис. 13 С). В состав пика S2 в этих образцах попадают УВ, выделяющиеся вследствие термокрекинга метаморфизо-ванных битумов, присутствующих в них [24]. Иными словами, в матрице этих образцов почти полностью отсутствуют свободные или подвижные УВ. Они могут присутствовать лишь в трещинах, если они были в пластовых условиях.
Для изученных образцов отмечается интересный феномен, заключающийся в том, что пористость по данным ЯМР, полученная при насыщении их водой, немного ниже (в 1,1-1,2 раза) значений таковой, полученной в случае, если те же образцы были насыщены керосином. Этот феномен объясняется тем, что битумы и растворенные в них в виде твердых растворов УВ при насыщении образцов водой сохраняют свое вязкое или твердое состояние и не формируют сигнал в ЯМР-релаксометре. При их насыщении керосином часть высокомолекулярных УВ и низкомолекулярных смол растворяется в керосине и переходит из твердого или вязкого в жидкое состояние, вследствие чего регистрируемый сигнал увеличивается и, соответственно, пористость по данным ЯМР также растет и превосходит таковую, полученную при насыщении тех же образцов водой. Поэтому при определении пористости таких образцов следует учитывать
Рис. 13. Fig. 13.
Фотографии шлифов битуминозно-кремнистого аргиллита, снятые без (А) и с (В) анализатором, пирограмма (С) и спектры ЯМР (D), Каменная площадь
Photos of thin sections of bitumenous-siliceous shale taken with (B) and without (A) analyser; pyrogram (C), and NMR spectra (D), Kamenny area
На врезке рисунка (D) — фотография этого же образца, насыщенного керосином.
Объемы УВ в составе пиков: \/sl — SI, V^ — S2° и S2; объемы флюидов, испарившихся в процессе ретортирования: \/рН20 — воды, \/рУВ — УВ; ^п.трещ (ЯМР) —трещинная емкость поданным ЯМР.
1 — тренд роста температуры; 2 — пирограмма; спектры ЯМР (3-7): 3 — до реторты, Кп (ЯМР) = 5,27 %; 4 — после реторты, К„ (ЯМР) = 2,99 %; 5 — после сушки, К„ (ЯМР) = 1,49 %; 6 — насыщенный керосином, К„ (ЯМР) = 12,2 %; 7 — Кп.тре1Ц (ЯМР) = 3,58 % The box in (D) image is photo of the same but kerosene-saturated sample.
VS1 — SI, VS2 — S2° и S2; extent of fluids evaporated in the process of retorting: \/pH20 — water, \/рУВ — НС; PHI frac (NMR) — fracture porosity according to NMR.
1 — temperature rise trend line; 2 —pyrogram; NMRspectra (3-7):3 — before retort, PHI (NMR) = 5.27%; 4 — after retort, PHI (NMR) = = 2.99 %; 5 — after drying, PHI (NMR) = 1.49 %; 6 — kerosene-saturated, PHI (NMR) = 12.2 %; 7 — PHI frac (NMR) = 3.58 %
1/^0=0,16 CM3
= 0,04 см3
51,2 102,4
описанный феномен, чтобы не получить неверные данные об их реальной пористости. Необходимо также отметить, что керосин заполняет трещины, присутствующие в образце, в результате чего на спектре ЯМР появляется дополнительный пик, соответствующий трещинной пористости (см. рис. 13 Б). Однако остается вопрос о происхождении этих трещин: они были в пластовых условиях или возникли при снятии с образца литостатической нагрузки вследствие его попадания из пластовых в поверхностные условия? В отличие от битуминозно-кремнистых аргиллитов, характеризующихся на пирограммах небольшим по амплитуде пиком очень маленьким Б-,1 и, напротив, высокоамплитудным Б-, (см. рис. 13 С), поровое пространство слабобитуминозных карбонатно-крем-нистых типов пород (рис. 14 А, В) заполнено преимущественно аллохтонными или паравтохтонными
нафтидами, т. е. подвижными нефтеподобными УВ, которые можно добывать традиционным способом, что подтверждается большими размерами пиков Б! и Бз1. Иными словами, породы этого типа являются коллекторами (см. рис. 14 С). В этом литологическом типе также присутствует трещинная пористость, но ее объем заметно меньше, чем у предыдущего типа пород (см. рис. 14 Б). Гораздо меньшее значение трещинной пористости у слабобитуминозного кар-бонатно-кремнистого образца по сравнению с биту-минозно-кремнистым аргиллитом, вероятнее всего, объясняется его заметно большей прочностью по сравнению с последним, а следовательно, и меньшей трещиноватостью. И здесь вновь возникает вопрос о происхождении этой трещиноватости: она природная или техногенная?
1 2 3 4
Рис. 14. Fig. 14.
Фотографии шлифов слабобитуминозного карбонатно-кремнистого образца, снятые без (А) и с (В) анализатором, пирограмма (С) и спектры ЯМР (D), Каменная площадь
Photos of thin sections of poorly bitumenous carbonate-siliceous sample taken with (B) and without (A) analyser; pyrogram (C), and NMR spectra (D), Kamenny area
Выводы
Проведенные исследования показали, что в подавляющем большинстве породы-коллекторы, присутствующие в бажено-абалакском комплексе, являются вторичными, образовавшимися в результате воздействия на верхнеюрские осадки тектоногидро-термальных процессов. Причем вторичные коллекторы образуются главным образом в кремнистых, карбонатных и переходных между ними разновидностях пород, которые автор статьи считает потенциально продуктивными [20-24].
В связи с этим возникает вопрос: что является причиной возникновения тектоногидротермальных процессов, которые в свою очередь вызывают формирование вторичных коллекторов в бажено-абалак-ском комплексе?
Причина возникновения и проявления в баже-но-абалакском комплексе и осадочном чехле Западно-
Сибирского бассейна тектоногидротермальных процессов кроется в активности верхней части мантии (астеносфере). Магматические тела, поднимающиеся из астеносферы вверх по направлению к земной поверхности, вызывают дробление пород земной коры, а затем и осадочного чехла (Зубков М.Ю., 2015, 2017). В зависимости от их размеров образуются положительные структуры I, II и более мелких порядков. Поднятие магматических тел сопровождается ростом напряжений, что приводит к появлению субвертикальных зон дробления, если напряжения превышают прочность пород [22-24]. По мере подъема этих магматических тел внешнее давление, действующее на них, уменьшается, вследствие чего из них выделяются в свободном состоянии высокоэнтальпийные флюиды, содержащие кроме воды метан и его гомологи, а также Н2, С02, СО, компоненты кислого состава (HF, HCl, H2S, S02 и др.) [26]. Эти поликомпонентные высокоэнтальпийные флюиды проникают по сформиро-
На врезке рисунка (D) — фотография этого же образца, насыщенного керосином.
Спектры ЯМР (1-5): 1 — до реторты, К„ (ЯМР) = 3,57 %; 2 — после реторты, К„ (ЯМР) = 2,28 %; 3 — после сушки, К„ (ЯМР) = 1,91 %; 4 — насыщенный керосином, К„ (ЯМР) = 4,76 %; 5 — Кп тре1Ц (ЯМР) = 1,42 %. Остальные усл. обозначения см. на рис. 13
NMR spectra (1-5): 1 — before retort, PHI (NMR) = 5.27 %; 2 — after retort, PHI (NMR) = 2.99 %; 3 — after drying, PHI (NMR) = 1.49 %; 4 — kerosene-saturated, PHI (NMR) = 12.2 %; 5 — PHI frac (NMR) = 3.58 % For other Legend items see Fig. 13
У„!0 = 0,1 см3 = 0,02 см3
вавшимся над ними зонам дробления в перекрывающие их породы и мобилизуют воду, находящуюся в различном виде сначала в породах фундамента, а затем в осадочном чехле, вследствие чего формируются гидротермальные флюиды (Зубков М.Ю., 2015, 2017). Эти флюиды благодаря высокой температуре (по данным гомогенизации газово-жидких включений в кристаллах гидротермального кварца, встреченных в отложениях бажено-абалакского комплекса, достигающих 330-350 °С, а возможно, и выше) активизируют процессы нафтидогенеза и в виде гомогенного водно-нафтидного флюида по сформировавшимся зонам дробления проникают в образовавшиеся в бажено-абалакском комплексе породы-коллекторы, заполняя их. По мере остывания этих первоначально гомогенных (однофазных) флюидов они распадаются на две (вода - нефть) или три (вода - нефть - газ) фазы. При этом вода, первоначально мобилизованная эндогенными высокоэнтальпийными флюидами из подстилающих и перекрывающих бажено-абалак-ский комплекс глинистых отложений, постепенно возвращается в их состав, а также частично входит в новые глинистые минералы, богатые конституционной водой, например такие, как каолинит и диккит, постоянно встречаемые в трещинах и кавернах вторичных коллекторов бажено-абалакского комплекса (см. рис. 7 C, D; 8 C, D). Кроме того, она остается в ба-жено-абалакском комплексе в форме связанной воды, заполняющей самые мелкие пустоты в породах, слагающих рассматриваемые отложения. Также не следует забывать, что ОВ, входящее в состав бажено-абалак-ского комплекса, генерирует преимущественно наф-тиды, а не воду, которые и заполняют образовавшиеся вторичные коллекторы в этих отложениях.
В пределах площадей, где описываемые процессы происходили сравнительно недавно (в масштабе геологического времени), сохранились аномально высокие пластовые температуры, превышающие фоновые для этих же глубин на 30-40 °С [3, 4, 12, 13, 22-25]. Это подтверждается также цирконами, обнаруженными в магматических породах фундамента и имеющими возраст около 12 млн лет (Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Курчиков А.Р., 2010). Кроме того, антиклинальные структуры, выделенные по данным сейсморазведки, прослеживаются до самых верхних (верхнекайнозойских) отражающих горизонтов, что также со всей очевидностью подтверждает их «молодой» возраст.
Все вышесказанное свидетельствует о том, что тектоногидротермальные процессы, обусловленные подъемом из астеносферы магматических тел различных размеров, активно участвуют не только в формировании вторичных коллекторов в бажено-абалакском комплексе, но и в процессе генерации нафтидов. Причем это происходит не только за счет ОВ, входящего в состав бажено-абалакского комплекса и подстилающих отложений, но и бла-
годаря УВ (прежде всего метану и его гомологам), присутствующим в высокоэнтальпийных флюидах, выделяющихся из этих магматических тел, а также в результате процессов гидрогенизации ОВ, содержащегося в осадках, при его взаимодействия с водородом, присутствующим в составе этих флюидов.
На основе данных, представленных в настоящей статье, можно предложить следующие рекомендации по дальнейшим научно-исследовательским работам, связанным с выделением коллекторов в составе ба-жено-абалакского комплекса и прогнозу территорий, в пределах которых они образуются.
1. При анализе фильтрационно-емкостных свойств отобранного из интервала залегания баже-но-абалакского комплекса керна, наряду со стандартными петрофизическими методами, использовать, во-первых, ЯМР-исследования, позволяющие оперативно определять структуру порового пространства и ее долю, заполненную свободными УВ, которые можно добывать традиционным способом; во-вторых, результаты пиролитических исследований, которые в комплексе с методом материального баланса позволяют оперативно выделить литологические разновидности пород в составе бажено-абалакского комплекса, являющиеся генераторами нафтидов и породами-коллекторами, в которые они поступают. Кроме того, этим способом можно оценить значение вторичной пористости, образовавшейся за счет ОВисх вследствие его превращения в нафтиды, и ее долю, сохранившуюся после уплотнения осадков, вызвавшего их частичную эмиграцию.
2. На основе результатов оценки перспектив нефтеносности бажено-абалакского комплекса в пределах наиболее перспективных участков выделить территории для локального прогноза УВ-залежей в его составе.
3. На выделенных для локального прогноза территориях по данным ГИС определить интервалы залегания потенциально продуктивных пород в составе бажено-абалакского комплекса, построить карты их распространения и суммарной мощности. При этом не следует забывать, что выделение в разрезе баже-но-абалакского комплекса потенциально продуктивных пород, площади их распространения и суммарной мощности — это необходимое, но недостаточное условие. Вторым обязательным условием должно быть их дробление и превращение во вторичный коллектор в результате тектоногидротермального воздействия.
4. Выполнение второго условия осуществляется путем выделения этих зон дробления, для чего используется комплексирование данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования [22, 23].
5. Для оценки значения вторичной пористости (включая и трещинные дислокации) необходимо использовать результаты исследований фильтра-ционно-емкостных свойств пород, обращая особое внимание на потенциально продуктивные породы,
а также данные по трещиноватости компетентных слоев в тектоноседиментационных моделях [22, 23]. Полученные в результате таких комплексных исследований данные помогут построить более адекват-
ную модель пород-коллекторов в составе бажено-абалакского комплекса, а впоследствии и осуществить подсчет запасов УВ, содержащихся в нем объемным методом.
Литература
1. Гурари Ф.Г., Гурари И.Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири // Геология нефти и газа. -1974. - № 5. - С. 36-40.
2. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Коллектор нефти в нефтематеринских глинистых толщах // Геология нефти и газа. - 1979. - № 7. - С. 36-43.
3.Дорофеева Т.В., Лебедев Б.А., Петрова Т.В. Особенности формирования коллекторских свойств баженовской свиты Салымского месторождения // Геология нефти и газа. - 1979. - № 9. - С. 20-23.
4. Краснов С.Г., Дорофеева Т.В., Лебедев Б.А. Геологические условия нефтеносности и природа емкости коллекторов баженовской свиты Западной Сибири // Условия нефтегазоносности и особенности формирования месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите. - Л. : Недра, 1980. - С. 115-127.
5. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1979. - № 10. - С. 26-29.
6. Новиков Г.Р., Салманов Ф.К., Тян А.В. Перспективы открытия крупных залежей нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты // Нефть и газ Тюмени. - 1970. - Вып. 1. - С. 1-3.
7. Микуленко К.И. Перспективы нефтегазоносности отложений баженовской свиты центральных и южных районов Западно-Сибирской плиты // Тр. СНИИГГиМС. - 1974. - Вып. 194. - С. 37-41.
8. Прозорович Г.Э., Соколовский А.П., МалыхА.Г. Новые данные о трещиноватых коллекторах баженовской свиты // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1979. - Вып. 18. - С. 7-9.
9. Терещенко Ю.А. Резкая аномалия пластовых давлений на Салымском месторождении в Западной Сибири и ее возможная природа // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отд. Геол. - 1972. - Вып. 47. - № 5. - С. 219-222.
10. Халимов Э.М., Мелик-Пашаев В.С. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите // Геология нефти и газа. -1980. - № 6. - С. 1-10.
11. Зубков М.Ю. Кероген черных сланцев — источник вторичной пористости // Геохимия сложнопостроенных месторождений нефти и газа : сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. - 1988. - С. 62-71.
12. Зубков М.Ю. Критерии оценки региональных перспектив нефтеносности баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. - 1989. -№ 5. - С. 26-30.
13. Зубков М.Ю. Процессы нефтегенерации и формирование пустотного пространства за счет керогена баженовской свиты // Горные ведомости. - 2015. - Т. 135. - № 8. - С. 22-38.
14. Белкин В.И., Ефремов Е.П., Каптелинин Н.Д. Модель коллекторов нефти баженовской свиты Салымского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 10. - С. 27-31.
15. Клубова Т.Т., КлимушинаЛ.П., Медведева А.М. Особенности формирования залежей нефти в глинах баженовской свиты Западной Сибири // Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. Тр. ИГиРГИ. - М., 1980. - С. 128-147.
16. Конышева Р.А., Сахибгареев Р.С. О природе емкости в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири // ДАН СССР. - 1976. -Т. 228. - № 5. - С. 1197-1199.
17. КоржМ.В., Филина С.И. Особенности литогенеза аргиллитов баженовской свиты и возможный механизм образования в них залежей нефти // Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. Тр. ИГиРГИ. - М., 1980. - С. 6-18.
18. КривошееваЗ.А., Соколов Б.А. Образование нефтяных залежей в глинистых толщах в результате разуплотнения // Геология нефти и газа. - 1980. - № 1. - С. 26-29.
19. Крылов Н.А., Орел В.Е., Филина С.И. Особенности промышленной нефтеносности пород баженовской свиты // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1980. - № 8. - С. 15-17.
20. Зубков М.Ю. Литолого-петрофизическая характеристика отложений баженовской и абалакской свит центральной части Красноленин-ского свода (Западная Сибирь) // Геология и геофизика. - 1999. - Т. 40. - № 12. - С. 1821-1836.
21. Зубков М.Ю. Анализ распределения К, U, Th и В в верхнеюрских отложениях центральной части Красноленинского свода (Западная Сибирь) с целью их стратификации, корреляции и выделения в них потенциально продуктивных пластов // Геохимия. - 2001. - № 1. -С. 51-70.
22. Зубков М.Ю., Каган М.В., Вокин Р.Д. и др. Прогноз продуктивных зон в отложениях баженовской и абалакской свит Средненазымского лицензионного участка // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры. - Т. 2. (Одиннадцатая научно-практическая конференция). - Ханты-Мансийск, 2008. - С. 64-81.
23. Зубков М.Ю. Коллекторы в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири и способы их прогноза // Геология нефти и газа. -№ 5. - 2014. - С. 58-72.
24. Зубков М.Ю. Связь битуминизации баженовской свиты с гидротермальными процессами (Западная Сибирь) // Горные ведомости. -2018. - Т. 160. - № 6. - С. 6-24.
25. Ефремов Е.П., Зубков М.Ю., Боркун Ф.Я. и др. Методика оценки перспектив нефтегазоносности баженовских отложений Западной Сибири // Энергия и механизм первичной миграции углеводородов. Moscow: Nauka; 1988. pp. 152-161.
26. Набоко С.И. Формирование современных гидротерм и метаморфизм растворов и пород // Вопросы вулканизма: тр. Первого Всесоюзного вулканологического совещания. 23 сентября - 2 октября 1959 г. - М. : Изд. АН СССР, 1962. - С. 52-62.
References
1. GurariF.G., GurariI.F. Formation of oil pools in the Bazhenov claystone, Western Siberia [Formirovanie zalezhei nefti v argillitakh bazhenovskoi svity Zapadnoi Sibiri]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1974;(5):36-40.
2. Dobrynin V.M., Martynov V.G. Oil reservoir in shaly source formations [Kollektor nefti v neftematerinskikh glinistykh tolshchakh]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1979;(7):36-43.
3. Dorofeeva T.V., Lebedev B.A., Petrova T.V. Features of reservoir properties formation in the Bazhenov series of the Salymsky field [Osobennosti formirovaniya kollektorskikh svoistv bazhenovskoi svity Salymskogo mestorozhdeniya]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1979;(9):20-23.
4. KrasnovS.G., Dorofeeva T.V., LebedevB.A. Geological conditions of oil saturation and nature of the Bazhenov reservoir capacity in the Western Siberia [Geologicheskie usloviya neftenosnosti i priroda emkosti kollektorov bazhenovskoi svity Zapadnoi Sibiri]. In: Usloviya neftegazonosnosti i osobennosti formirovaniya mestorozhdenii nefti i gaza na Zapadno-Sibirskoi plite. Leningrad: Nedra; 1980. pp. 115-127.
5. Nesterov I.I. New type of oil and gas reservoir [Novyi tip kollektora nefti i gaza]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1979;(10):26-29.
6. Novikov G.R., Salmanov F.K., Tyan A.V. Opportunities of large oil deposits discovery in the fractured Bazhenov claystone [Perspektivy otkrytiya krupnykh zalezhei nefti v treshchinovatykh argillitakh bazhenovskoi svity]. Neft i gaz Tyumeni. 1970;1:1-3.
7. Mikulenko K.I. Petroleum potential of the Bazhenov series in the central and southern regions of West Siberian Plate [Perspektivy neftegazonosnosti otlozhenii bazhenovskoi svity tsentral'nykh i yuzhnykh raionov Zapadno-Sibirskoi plity]. Tr. SNIIGGiMS. 1974;194:37-41.
8. Prozorovich G.E., SokolovskiiA.P., Malykh A.G. New data on the Bazhenov fractured reservoirs [Novye dannye o treshchinovatykh kollektorakh bazhenovskoi svity]. Problemy neftii gaza Tyumeni. 1979;18:7-9.
9. Tereshchenko Yu.A. Strong formation pressure anomaly in the West Siberian Salymsky field, and its possible nature [Rezkaya anomaliya plastovykh davlenii na Salymskom mestorozhdenii v Zapadnoi Sibiri i ee vozmozhnaya priroda]. Byulleten' Moskovskogo obshchestva ispytatelei prirody. Otd. Geol. 1972;47(5):219-222.
10. Khalimov E.M., Melik-Pashaev V.S. Prospecting for commercial oil accumulations is the Bazhenov Formation [O poiskakh promyshlennykh skoplenii nefti v bazhenovskoi svite]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1980;(6):1-10.
11. Zubkov M.Yu. Kerogen in blacks as a source of secondary porosity [Kerogen chernykh slantsev — istochnik vtorichnoi poristosti]. In: Geokhimiya slozhnopostroennykh mestorozhdenii nefti i gaza: sb. nauch. tr. ZapSibNIGNI. 1988. pp. 62-71.
12. Zubkov M.Yu. Criteria for regional oil potential of the Bazhenov Formation [Kriterii otsenki regional'nykh perspektiv neftenosnosti bazhenovskoi svity]. Neftyanoe khozyaistvo = Oil industry. 1989;(5):26-30.
13. Zubkov M.Yu. Oil generation processes and interstitial space formation due to kerogen form the Bazhenov Formation [Protsessy neftegeneratsii i formirovanie pustotnogo prostranstva za schet kerogena bazhenovskoi svity]. Gornye vedomosti. 2015;135(8):22-38.
14. Belkin V.I., Efremov E.P., Kaptelinin N.D. Oil reservoir model of the Bazhenov Formation in the Salymsky field [Model' kollektorov nefti bazhenovskoi svity Salymskogo mestorozhdeniya]. Neftyanoe khozyaistvo = Oil industry. 1983;(10):27-31.
15. Klubova T.T., Klimushina L.P., Medvedeva A.M. Features of oil pool formation in the Bazhenov shale, Western Siberia [Osobennosti formirovaniya zalezhei nefti v glinakh bazhenovskoi svity Zapadnoi Sibiri]. In: Neftenosnost' bazhenovskoi svity Zapadnoi Sibiri. Tr. IGiRGI. Moscow; 1980. pp. 128-147.
16. Konysheva R.A., Sakhibgareev R.S. Nature of reservoir capacity in the Bazhenov claystone, Western Siberia [O prirode emkosti v argillitakh bazhenovskoi svity Zapadnoi Sibiri]. DAN SSSR. 1976;228(5):1197-1199.
17. Korzh M.V., Filina S.I. Features of claystone lithogenesis in the Bazhenov Formation and possible mechanism of oil generation in them [Osobennosti litogeneza argillitov bazhenovskoi svity i vozmozhnyi mekhanizm obrazovaniya v nikh zalezhei nefti]. In: Neftenosnost' bazhenovskoi svity Zapadnoi Sibiri. Tr. IGiRGI. Moscow; 1980. pp. 6-18.
18. Krivosheeva Z.A., Sokolov B.A. Oil pools formation in shale series through decompaction [Obrazovanie neftyanykh zalezhei v glinistykh tolshchakh v rezul'tate razuplotneniya]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1980;(1):26-29.
19. Krylov N.A., Orel V.E., Filina S.I. Features of the commercial oil occurrence in the Bazhenov rocks [Osobennosti promyshlennoi neftenosnosti porod bazhenovskoi svity]. Neftegazovaya geologiya i geofizika. 1980;(8):15-17.
20. Zubkov M.Yu. Lithological and petrophysical description of Bazhenov and Abalak formations in the central part of the Krasnoleninsky Arch (Western Siberia) [Litologo-petrofizicheskaya kharakteristika otlozhenii bazhenovskoi i abalakskoi svit tsentral'noi chasti Krasnoleninskogo svoda (Zapadnaya Sibir')]. Geologiya I geofizika = Russian Geology and geophysics. 1999;40(12):1821-1836.
21. Zubkov M.Yu. Analysis of K, U, Th, and B distribution in the Upper Jurassic formations of the central part of the Krasnoleninsky Arch (Western Siberia) with the aim of their bedding, correlation, and identification of potentially productive layers within them [Analiz raspredeleniya K, U, Th i V v verkhneyurskikh otlozheniyakh tsentral'noi chasti Krasnoleninskogo svoda (Zapadnaya Sibir') s tsel'yu ikh stratifikatsii, korrelyatsii i vydeleniya v nikh potentsial'no produktivnykh plastov]. Geokhimiya. 2001;(1):51-70.
22. Zubkov M.Yu., Kagan M.V., Vokin R.D. et al. Prediction of pay zones in the Bazenov and Abalak formations of the Srednenazymsky License Area [Prognoz produktivnykh zon v otlozheniyakh bazhenovskoi i abalakskoi svit Srednenazymskogo litsenzionnogo uchastka]. In: Puti realizatsii neftegazovogo i rudnogo potentsiala KhMAO-Yugry. V. 2. (Odinnadtsataya nauchno-prakticheskaya konferentsiya). Khanty-Mansiisk; 2008. pp. 64-81.
23. Zubkov M.Yu. Reservoirs in the Bazheno-Abalak complex of the Western Siberia and methods of forecasting its spread [Kollektory v bazheno-abalakskom komplekse Zapadnoi Sibiri i sposoby ikh prognoza]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2014;(5):58-72.
24. Zubkov M.Yu. Bituminization of the Bazhenov Formation and its relation to hydrothermal processes (Western Siberia) [Svyaz' bituminizatsii bazhenovskoi svity s gidrotermal'nymi protsessami (Zapadnaya Sibir')]. Gornye vedomosti. 2018;160(6):6-24.
25. Efremov E.P., Zubkov M.Yu., Borkun F.Ya. et al. [Metodika otsenki perspektiv neftegazonosnosti bazhenovskikh otlozhenii Zapadnoi Sibiri. Energiya i mekhanizm pervichnoi migratsii uglevodorodov]. In: Energiya i mekhanizm pervichnoi migratsii uglevodorodov. - M. : Nauka, 1988. -pp. 152-161.
26. Naboko S.I. Formation of present-day thermal springs and metamorphism of solutions and rocks [Formirovanie sovremennykh gidroterm i metamorfizm rastvorov i porod]. In: Voprosy vulkanizma: tr. Pervogo Vsesoyuznogo vulkanologicheskogo soveshchaniya. 23 September -2, October 1959. Moscow: Izd. AN SSSR; 1962. pp. 52-62.
