CC BY
7
ГЕОЛОГИЯ
Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Науки о Земле. 2021. Т. 21, вып. 2. С. 88-92
Izvestiya of Saratov University. Earth Sciences, 2021, vol. 21, iss. 2, pp. 88-92
Научная статья УДК 551.263
https://doi.org/10.18500/1819-7663-2021 -21 -2-88-92
Влияние цеолитизации на миграцию пластовых флюидов на примере юрских и неокомских отложений (Ямальский нефтегазоносный район)
Е. П. Осипова1, А. Г. Астаркина1, С. В. Астаркин1, Д. А. Стрельников2, М. В. Решетников1 и
1 Центр исследований керна и пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИНефть» в г. Тюмени, Россия, 628481, г. Тюмень, ул. Центральная, д. 19/18
2 ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», Россия, 628486, г. Когалым, ул. Прибалтийская, д. 20
Осипова Елена Петровна, инженер 1-й категории Отдела минералогических исследований Управления комплексных исследований керна, OsipovaEP@tmn.lukoil.com, 1Шрз://ога^ огд/0000-0002-9005-0145
Астаркина Анжела Гавриловна, начальник Отдела проектного и технологического сопровождения лабораторных исследований, AstarkinaAG@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-0992-4811
Астаркин Сергей Васильевич, кандидат геолого-минералогических наук начальник Центра исследований керна и пластовых флюидов, AstarkinSV@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-5758-2123
Стрельников Даниил Александрович, начальник Отдела геологоразведочных работ по Ямальскому региону, Daniil.Strelnikov@lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-2486-6138
Решетников Михаил Владимирович, кандидат географических наук начальник Управления комплексных исследований, ReshetnikovMV@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0001-8298-029Х
Аннотация. Для оценки влияния минералов группы цеолита на миграцию пластовых флюидов в терригенных отложениях проведены комплексные (рентгенографические и газогеохимические) исследования кернового материала ряда месторождений Ямальского нефтегазоносного района. Изучены 54 образца керна Пякяхинского и Южно-Мессояхского месторождений, из них 43 образца цеолитизированные и 11 нецеолитизированные. Образцы керна изучались методом газовой хроматографии для определения содержания углеводородов, адсорбированных в поровом пространстве керна, а также методом рентгеновской дифрактометрии для определения минерального состава исследуемых образцов. Установлены закономерности распределения углеводородов в изучаемых образцах в зависимости от степени их цеолитизации. Различия в распределении углеводородов в це-олитизированных и нецеолитизированных алевролитах имеют свое объяснение. Цеолиты, обладая упорядоченной кристаллической структурой и определенным размером входных окон, способны сорбировать углеводороды. Адсорбция носит избирательный характер, сорбируются молекулы углеводородов, критический диаметр которых меньше эффективного диаметра окон.
Ключевые слова: цеолиты, углеводороды, адсорбция, метан, нефтегазонакопления, Ямальский нефтегазоносный район
Для цитирования: Осипова Е. П., Астаркина А. Г., Астаркин С. В., Стрельников Д. А, Решетников М. В. Влияние цеолитизации на миграцию пластовых флюидов на примере юрских
© Осипова Е. П., Астаркина А. Г., Астаркин С. В., Стрельников Д. А., Решетников М. В., 2021
Е. П. Осипова и др. Влияние цеолитизации на миграцию пластовых флюидов
и неокомских отложений (Ямальский нефтегазоносный район) // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Науки о Земле. 2021. Т. 21, вып. 2. С. 88-92. https://doi.org/10.18500/1819-7663-2021-21-2-88-92 Статья опубликована на условиях лицензии Creative Commons Attribution License (CC-BY 4.0)
Article
https://doi.org/10.18500/1819-7663-2021-21-2-88-92
Influence of zeolitization on the migration of reservoir fluids on the example of jurassic and neocomian deposits (Yamal oil and gas region)
E. P. Osipova1, A. G. Astarkina1, S. V. Astarkin1, D. A. Strelnikov2, M. V. Reshetnikov1E1
1 Branch of LLC "LUKOIL-Engineering" "KogalymNIPIneft" in Tyumen, 19/18 St. Central, Tyumen 628481, Russia
2 LLC "LUKOIL-Western Siberia", 20 St. Pribaltiskaya, Kogalym 628486, Russia
Elena P. Osipova, OsipovaEP@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-9005-0145 Angela G. Astarkina, AstarkinaAG@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-0992-4811 Sergey V. Astarkin, AstarkinSV@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-5758-2123 Daniil A. Strelnikov, Daniil.Strelnikov@lukoil.com, https://orcid.org/0000-0002-2486-6138 Mikhail V. Reshetnikov, ReshetnikovMV@tmn.lukoil.com, https://orcid.org/0000-0001-8298-029X
Abstract. To assess the influence of zeolite group minerals on the migration of reservoir fluids in terrigenous deposits, complex (X-ray and gas-geochemical) studies of core material in the Yamal oil and gas region field were conducted. 54 core samples from the Pyakyakhinsky and Yuzhno-Messoyakhsky deposits were studied including 43 zeolitized and 11 non-zeolitized samples. The core samples were studied by gas chromatography to determine the content of hydrocarbons adsorbed in the pore space of the core, as well as by X-ray diffractometry to determine the mineral composition of the samples under study. The regularities of hydrocarbons distribution in the studied samples depending on the degree of their zeolization are established. The differences in the distribution of hydrocarbons in zeolitized and non-zeolitized siltstones have their own explanation. Having an ordered crystal structure and a certain size of the entrance windows zeolites are able to sorb. Keywords: zeolites, hydrocarbons, adsorption, methane, oil and gas accumulations, Yamal oil and gas region
For citation: Osipova E. P., Astarkina A. G., Astarkin S. V., Strelnikov D. A., Reshetnikov M. V. Influence of zeolitization on the migration of reservoir fluids on the example of jurassic and neocomian deposits (Yamal oil and gas region). Izvestiya of Saratov University. Earth Sciences, 2021, vol. 21, iss. 2, рр. 88-92 (in Russian). https://doi.org/10.18500/1819-7663-2021-21-2-88-92 This is an open access article distributed under the terms of Creative Commons Attribution License (CC-BY 4.0)
Введение. Цеолитизация пород юрских и неокомских отложений в пределах Ямальского нефтегазоносного района является одним из основных постдиагенетических процессов. Процесс цеолитизации выражается в ломотитизации песчаников и алевропесчаников и нередко накладывается на участки, испытавшие хлоритизацию, окварцевание, карбонатизацию, эпидотизацию, пиритизацию и лейкоксенизацию [1]. Роль цеолитов в формировании коллекторских свойств юрских и неокомских отложений северных территорий Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, содержащих скопления углеводородов, достаточно подробно освещена в работах многих исследователей [1-5]. Несмотря на это, изучение влияния цеолитов на фильтрационно-емкостные свойства терригенно-осадочных пород, на аккумуляцию и миграцию пластовых флюидов и на процессы разработки остается актуальным вопросом.
При разработке геолого-технологических мероприятий по освоению цеолитизированных коллекторов необходимо учитывать как физико-химические свойства цеолитов, так и зоны развития и распределения цеолитизированных пород в пределах месторождения. Это связано с тем, что цеолиты, обладая упорядоченной кристалличе-
ской структурой и определенным размером входных окон, способны адсорбировать углеводороды. В работе рассматривается вопрос взаимосвязи между цеолитсодержащими образцами терри-генно-осадочных горных пород и концентрацией углеводородных флюидов.
Методика проведения исследований. Из образцов керна была выделена мономинеральная фракция цеолитов при помощи смеси бромоформа со спиртом плотностью, равной р = 2,4 г/см3. Минеральный состав выделенной фракции определялся при помощи рентгеноструктурного анализа на рентгеновском дифрактометре Phillips PW-1800.
Определение концентрации углеводородов проводилось при помощи хроматографического метода на хроматографе Agilent Technologies 7890A. Исследовались углеводороды, адсорбированные в поровом пространстве керна от С1 до С23, полученные данные подвергались детальному изучению.
Результаты исследования и их обсуждение
Литологическая характеристика отобранных образцов. Пласт БУ160 скважины 301 Пякяхинского месторождения (8 образцов) представлен алевро-
лигами мелко-, крупнозернистыми, песчаными, цеолитизированными, слойчатыми, слюдистыми.
Пласт БУ16 скважины 2000 Пякяхинского месторождения (5 образцов) сложен алевролитами мелко-, крупнозернистыми, песчаными, цеолити-зированными.
Пласт БУ152 скважины 2016 Пякяхинского месторождения (10 образцов) представлен алевролитами мелко-, крупнозернистыми, песчаными, участками слойчатыми, слюдистыми, цеолитизи-рованными.
Пласт БУ151 скважины 32Р Южно-Мессо-яхского месторождения (6 образцов) представлен алевролитами мелко-, крупнозернистыми, песчанистыми, участками слабопелитистыми, слабокарбонатистыми, слойчатыми, слюдистыми, цеолитизированными.
Пласт БУ14 скважины 32Р Южно-Мессоях-ского месторождения (14 образцов) представлен алевролитами мелко-, крупнозернистыми, песчанистыми, участками слабопелитистыми, слойчатыми, слюдистыми, цеолитизированными.
Пласт БУ13 скважины 301 Пякяхинского месторождения (6 образцов) представлен алевролитами мелко-, крупнозернистыми, песчанистыми, участками слабопелитистыми, слойчатыми, слюдистыми.
Пласт БУ !4 скважины 2015 Пякяхинского месторождения (5 образцов) представлен алевролитами мелко-, крупнозернистыми, песчанистыми, слабопелитистыми, слойчатыми.
Рентгеноструктурный анализ показал, что мономинеральная фракция представлена в основном ломонтитом, межплоскостные расстояния имеют диаметр 9,46, 6,83 и 4,15 А[6, 7].
Газохроматографический анализ. Для изучения содержания углеводородов проведен хроматографический анализ 54 образцов керна Пякяхинского и Южно-Мессояхского месторождений. Из них 43 образца цеолитизированные и 11 нецеолитизированные. Полученные хромато-графические данные подвергались детальному изучению: исследовались углеводороды, адсорбированные в поровом пространстве керна от С! до С23.
Особенности распределения углеводородов в цеолитизированных и нецеолитизированных породах. График распределения концентрации углеводородов Сх-С23 в образцах керна, типичный для исследуемых цеолитизированных пород, представлен на рисунке, а. Исследуемые образцы, отобранные из пластов БУ160, БУ16, БУ152, БУ15\ БУ14, имеют сходные литотипы: это алевролиты мелко-, крупнозернистые, песчаные-песчанистые, слойчатые, слюдистые и цеолитизированные. Кроме того, они имеют примерно одинаковые фильтрационно-емкостные свойства(ФЕС): относятся к 6-му классу коллекторов по классификации Ханина.
Три зоны распределения углеводородов видно на рисунке, а. Первая зона - содержание мета-
на. Молекула метана, имея наименьшие размеры и обладая наибольшей подвижностью, свободно диффундирует в пределах пласта, накапливаясь благодаря флюидоупорам. Вторая зона - содержание углеводородов от С2 до н-С5. Эти гомологи метана имеют большую по сравнению с метаном сорбционную способность и низкий коэффициент диффузии, что позволяет им концентрироваться в пределах пласта. Наибольшее содержание приходится на изобутан и изопентан. Третья зона - содержание тяжелых углеводородов от С6 до С23. Содержание этих углеводородов очень незначительное по сравнению с рассмотренными. В целом важно отметить, что углеводороды С11-С23 отсутствуют, образцы насыщены углеводородными газами и содержат незначительное количество жидких углеводородов С6-С10.
График распределения концентрации углеводородов С1-С23 в образцах керна, типичный для исследуемых нецеолитизированных пород, представлен на рисунке, б. Исследуемые образцы, отобранные из пластов БУ13, БУ14, имеют сходные литотипы: это алевролиты мелко-, крупнозернистые, песчаные-песчанистые, слойчатые, слюдистые и нецеолитизированные. Кроме того, они относятся к 6-му классу коллекторов по классификации Ханина.
Как видно из рисунка, б, характер распределения углеводородов отличается от рассмотренного выше. Содержание углеводородов от С1 до С12 меняется скачкообразно: наибольшее содержание приходится на изобутан и изопентан, метилцикло-пентан, метилциклогексан и октан. Содержание углеводородов от С12 до С23 незначительное. Необходимо отметить, что содержание углеводородов ряда С20-С23 соизмеримо с содержанием остальных углеводородов, а образцы насыщены как газообразными, так и жидкими углеводородами.
Влияние структуры кристалла цеолита на избирательное накопление углеводородов. Различия в распределении углеводородов в цеолитизированных и нецеолитизированных алевролитах имеют свое объяснение. Цеолиты, обладая упорядоченной кристаллической структурой и определенным размером входных окон, способны сорбировать углеводороды. Адсорбция носит избирательный характер. Сорбируются только те молекулы углеводородов, критический диаметр которых меньше эффективного диаметра окон. Гидратированный ломонтит имеет следующие размеры окон: 4,6^6, 3А с долей свободного объема в структуре 34 % [8-11].
Для нахождения корреляций между кристаллографическими размерами окон цеолитов и размерами молекул разных адсорбатов следует составить шкалу размеров молекул. Наиболее эффективно использовать кинетический диаметр молекул о, который равен наименьшему расстоянию между двумя молекулами, сталкивающимися с нулевой начальной кинетической энергией. Для таких длинных молекул, как углеводороды
Е. П. Осипова и др. Влияние цеолитизации на миграцию пластовых флюидов
кинетическим диаметр принимается равным наименьшему поперечному диаметру.
Таким образом, в соответствии с критическими размерами молекул и диаметром окон цеолиты адсорбируют углеводороды С^С^ Для проникновения в каналы цеолита более крупных молекул углеводородов требуется их дополнительная активация для преодоления ими потенциального барьера, образуемого адсорбированными на внутренней поверхности цеолита гидратирован-ными обменными катионами. Следует отметить, что цеолиты обладают упорядоченной системой внутренних пор и адсорбция на них описывается изотермой I типа по классификации Брунауэра или изотермой Ленгмюра. Изотермы адсорбции на кристаллических цеолитах не имеют гистерезиса, характерного для изотерм адсорбции на аморфных микропористых адсорбентах. Адсорбция и десорбция полностью обратимы, так что десорбционная ветвь совпадает с адсорбционной.
Адсорбированные молекулы определенным образом связаны друг с другом. В рассматриваемом случае эта связь осуществляется силами Ван-дер-Ваальса (дисперсионное, ориентационное, индукционное воздействие). Она ослабевает с повышением температуры, так как усиливаются колебания молекул. Данный факт необходимо учитывать при разработке методов повышения нефтеотдачи на месторождениях этого региона.
Заключение. Природные цеолиты оказывают существенное влияние на формирование резервуаров углеводородов как в вулканогенно-осадоч-ном комплексе, так и в магматических породах. Несомненна роль этих минералов и в процессах миграции, аккумуляции нефти и газа, а также в изменении их состава и физико-химических свойств залежи. Цеолиты являются не только «геологическим термометром» термобарической обстановки постмагматических процессов, но и индикатором зон возможного нефтегазонакопления. С этих
0,0006
0,0000
ФЕС свойства: Кпр=0,42 • 10"3мкм2 Кпо=11,2 % (гелий) Кпо=11,4 % (насыщение)
шу
уР_V V 4
Компонентный состав углеводородов
0,006
0,003
ФЕС свойства: Кпр= 0,27 • 103mkm2 Кпо=12,8 % (гелий) Кпо=11,1 % (насыщение)
Сл Сл Сл J> О" СЛ Л О* а л* С/^ „с?" С» Сл Сл" C">s <J> (J* Сл' С* Сл' Слл Сл* Сл4 С/Р С* C/f> О?
чЧ sS * * jT А
Компонентный состав углеводородов б
Концентрация углеводородов: а - в цеолитизированных образцах керна Пякяхинского месторождения, пласт БУ160, б - в нецеолитизированных образцах керна Пякяхинского месторождения,
пласт БУ13 (цвет online)
а
позиций оправдана постановка более глубоких комплексных исследований цеолитов и процессов цеолитизации в разных нефтегазоносных бассейнах, и прежде всего в районах Западной Сибири.
Библиографический список
1. Коробов А. Д., Коробова Л. А., Колотухин А. Т., Мухин В. М., Елисеева Л. В. Гидротермальный литогенез и его роль в формировании рифтогенно-осадочного нефтегазоносного комплекса платформ // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2012. Т. 12, вып. 1. С. 47-57.
2. О зависимости результативности испытания пластов от накопленных знаний о геологическом строении залежей нефти и газа / А. В. Ершов, А. А. Дорошенко (ст.), М. В. Ка-рымова, А. В. Орлов // Проблемы развития газовой промышленности Сибири : сб. тез. докл. XVII НПК молодых ученых и специалистов. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз, 2012. С. 19-20.
3. Коробов А. Д., Коробова Л. А., Ахлестина Е. Ф. Минералогические и палеогеотермические критерии нефтега-зоносности рифтогенных осадочных бассейнов нефтегазоносного комплекса платформ // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2009. Т. 9, вып. 2. С. 28-35.
4. Поспелов В. И., Шнип О. А. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама // Геология нефти и газа. 1995. № 8. С. 15-20.
5. Саетгалеев Я. Х., Мазитов М. Р. Оценка продуктивности способом статистической корреляции лабораторных данных (Пякяхинское месторождение, скважина 2020) // Георесурсы. 2012. № 2. С. 46-50.
6. Количественное определение содержания цеолитов в горных породах. Термохимический метод / И. А. Белиц-кий, А. В. Горбунов, В. А. Дребущак [и др.] Новосибирск : Наука, 1988. 10 с.
7. Михеев В. И. Рентгенометрический определитель минералов. Москва : Недра, 1957. 870 с.
8. Ахалбедашвили Л. Г. Каталитические и ионообменные свойства модифицированных цеолитов и сверхпроводящих купратов : дис. ... д-ра хим. наук. Тбилиси, 2006. 195 с.
9. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. Москва : Мир, 1976. 781 с.
10.Термический анализ минералов и горных пород / В. П. Иванова [и др.] Ленинград : Недра, 1974. 399 с.
11. Свит Дж. В. Структура цеолитов // Химия цеолитов и катализ на цеолитах / под ред. Дж. Рабо. Москва : Мир, 1980. 506 с.
Поступила в редакцию 13.02.2021, после рецензирования 01.03.2021, принята к публикации 15.03.2021 Received 13.02.2021, revised 01.03.2021, accepted 15.03.2021
