Zeolite mineralization of reservoir rocks in the north of Western Siberia: lithological and geophysical aspects and exploitation characteristics

Full Text

Введение

В настоящее время достаточно большое внимание уделяется изучению влияния вторичной цеолитизации на формирование структуры пустотно-порового пространства пород-коллекторов месторождений Большехетской впадины. Аномальные физико-химические свойства цеолитов обуславливают разработку и применение нетривиальных методов исследования электрических и фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных отложений. Учет катагенетических изменений нефтегазоносных пород является важной составляющей при геологоразведочных работах, подсчете запасов, проектировании разработки месторождений, планировании геолого-технических мероприятий.

В качестве объекта исследования выбраны отложения неокомского возраста ряда месторождений Большехетской впадины, особенностью которых является повышенное содержание цеолитов в составе пород.

Цель работы – оценить влияние вторичной цеолитизации на литолого-геофизические свойства коллекторов.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи:

1. Провести анализ влияния цеолитизации на структурно-вещественные параметры пород, фациальную изменчивость пород и интерпретацию данных геофизических исследований скважин.
2. Рассмотреть аспекты взаимодействия цеолитсодержащих пород и технологических жидкостей в процессе проведения геолого-технических мероприятий.
3. Выявить цеолитсодержащие породы, провести качественную и количественную оценку содержания цеолитов.
4. Определить подход по экспресс-оценке количественного содержания цеолитов по керновому материалу и комплексу геофизических исследований скважин.

Материалы и методы

Материалом для статьи послужили результаты фациального анализа, рентгенофазового и рентгеноструктурного анализов, лабораторных исследований керна, интерпретации данных геофизических исследований скважин, химико-аналитических, оптических и специальных петрофизических исследований.

Изучено свыше 430 м кернового материала по 23 скважинам. Исследование вещественного состава осуществлено по 95 шлифам, идентификация структуры песчаных и алевритовых пород (гранулометрический анализ) – по 613 образцам. Особенности структуры пустотно-порового пространства и цемента коллекторов изучены с помощью растровой электронной микроскопии. Обобщено свыше 1200 образцов для определения коллекторских свойств пород. Для цеолитсодержащих пород сортымской свиты выполнены химико-аналитические исследования по растворяющей способности различных кислотных композиций и образованию продуктов реакции в результате воздействия. Проведено пять фильтрационных экспериментов в условиях, максимально приближенных к пластовым.

Результаты

Цеолитовая минерализация в меловых отложениях Большехетской впадины

Нижнемеловые отложения Большехетской впадины, содержащие высокоперспективные нефтегазоносные залежи с установленной промышленной продуктивностью на Пякяхинском, Хальмерпаютинском и Южно-Мессояхском месторождениях, характеризуются минералогическими (катагенетическими) аномалиями. Как правило, они выражаются в резком возрастании количества аутигенных минералов и их парагенетических ассоциаций, не характерных для определенной стадии изменения пород. Подобные аномальные зоны имеют значительную площадь распространения, и их развитие связано с миграцией потоков флюидов по действующим глубинным разломам, проникающих из фундамента на различные уровни осадочного чехла [1, 2].

Наибольшее развитие на рассматриваемой территории среди новообразованных минералов имеют цеолиты. В пределах Большехетской впадины, структуры I порядка (рис. 1), цеолиты встречаются на глубинах 3138.5–3299.4 м (скважина А Южно-Мессояхского месторождения), 2958.5–3282.7 м (скважина № 1 Пякяхинского месторождения), 3233.8–3248.9 м (скважина Б Северо-Хальмерпаютинского месторождения) и 3138.8–3248.3 м (скважина В Хальмерпаютинского газоконденсатного месторождения). Вместе с тем содержание цеолитов максимально в песчаниках с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами.

 

Рисунок 1. Фрагмент структурно-тектонической карты Мезозойско-Кайнозойского чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией И.И. Нестерова (1984): 1 – границы надпорядковых структур; тектонические элементы I порядка: 2– впадина, 3 – зона поднятий, 4 – мегавал, 5 – мегапрогиб, 6 – мегаседловина, 7 – моноклиналь; тектонические элементы II порядка: 8 – вал, 9 – куполовидное поднятие, 10 – котловина, 11 – прогиб, 12 – седловина, 13 – структурный мыс, 14 – структурный нос.

 

Признаки цеолитизации рассмотрены на примере сортымской свиты Пякяхинского месторождения, в составе которой выделены пласты с БУ₁₀ по БУ₂₀. При этом повышенное содержание цеолитов наблюдается в средней части свиты. Если в пласте БУ₁₈ содержание цеолитов в среднем достигает 6 % от объема пород, или 64 % от общего объема цемента, то в пласте БУ₁₅ доля составляет 8 и 78 % соответственно (рис. 2). В вышележащих пластах БУ_10-11 содержание цеолитов в цементе приближается к 65 %, в породе – к 7 %.

 

Рисунок 2. Состав цементирующего вещества коллекторов сортымской свиты Пякяхинского месторождения.

 

Наряду с цеолитами широко распространены в качестве цементирующего вещества хлорит (до 6 %), каолинит (до 4 %), гидрослюда (до 2 %, в единичных случаях – до 7 %) и кальцит (до 2 %, иногда достигает 35 %).

По результатам литолого-фациального анализа установлено, что содержание цеолитов в исследуемых пластах сортымской свиты изменяется в зависимости от смены обстановок осадконакопления.

Высокое содержание цеолита (до 19 %) отмечается в фациях берегового бара (центральная часть), подводного вала, представляющих собой песчаные породы с преимущественно массивной, субгоризонтальной (в отдельных интервалах), косой однонаправленной слойчатой текстурой за счет слойков обогащения и вкрапленности слюдисто-углистого материала. При этом доля цеолитов уменьшается к краевым частям бара (до 8 %), которые представлены алевритовыми песчаниками с субгоризонтальной, пологоволнистой слойчатой текстурой за счет слойков обогащения слюдисто-углистым, иногда слюдисто-глинисто-углистым материалом (рис. 3).

 

Рисунок 3. Литолого-геофизическая модель верхнесортымской толщи Пякяхинского месторождения: типы пород: 1 – песчаник, 2 – алевролит, 3 – аргиллит, 4 – уголь; текстуры: 5 – горизонтальная, 6 – крупная косая, 7 – мелкая косая, 8 – пологоволнистая, 9 – косоволнистая, 10 – оползания, 11 – взмучивание волнением, 12 – следы биотурбации, 13 – Planolithos, 14 – слюдисто-углистый материал, 15 – слюдисто-глинисто-углистый материал, 16 – углефицированная корневая система, 17 – кальцитизация, 18 – цеолитизация, 19 – признаки углеводородного насыщения по керну; фации: 20 – береговой бар, 21 – подводный вал, 22 – волноприбойный бар, 23 – лагуна.

 

Низкое содержание цеолитов (4–8 %) характерно для отложений волноприбойного бара и предфронтальной зоны пляжа, которые представлены песчано-алевритовыми породами с полого-, косоволнистой слойчатой текстурой за счет частых линзочек и слойков обогащения слюдисто-глинисто-углистым материалом. Первичная текстура осложнена процессами волнения, местами проявляется биотурбация и отмечаются редкие отпечатки корней растений.

В фациях подводных ложбин, переходной части и дальней зоне пляжа цеолитизация отсутствует. Породы представлены алеврито-глинистыми осадками с пологоволнистой, субгоризонтальной, перекрестной косой слойчатой (в отдельных интервалах) текстурой за счет частых слойков алевролитов и слойков с вкрапленностью слюдисто-глинисто-углистого материала. Значительно проявляется биотурбация, представленная следами жизнедеятельности организмов Teichichnus [3, 4].

Проведенные комплексные исследования кернового материала по 15 скважинам Пякяхинского месторождения показали, что признаки цеолитизации легко устанавливаются при визуальной оценке керна и проявляются в виде обилия светлых пятен, размер которых может достигать нескольких миллиметров и составлять до 40 % от объема породы. На рис. 4, а представлен образец аркозового песчаника, средне-мелкозернистого, с пятнистой вторичной текстурой. При микроскопическом изучении новообразованный цеолит хорошо диагностируется благодаря совершенной спайности по (010) и (110), низким показателям преломления и двупреломления, Np = 1.504–1.513, Nm = 1.514–1.524, Ng = 1.516–1.525, Ng-Np = 0.011–0.016, 2V = – 25°–35°, cNg = 20–36°. Он образует поровый цемент, на долю которого приходится иногда до 18 % от объема породы, также иногда замещает полевые шпаты, образует монокристаллы неправильной, часто вытянутой по наслоению формы размером до 2 мм. Поровый цемент представлен цеолитами (Z), отмечаются зерна кварца (Q), К-полевого шпата (Ksh), плагиоклаза (Pl), обломков пород (ОП) (рис. 4, б).

По наблюдениям в сканирующем электронном микроскопе видны агрегаты из призматических кристаллов цеолита с совершенной спайностью (1) и хорошо выраженной ступенчатостью (рис. 4, в). Следует заметить, что при макроописании керна процентное содержание цеолитов может быть завышено по сравнению с микроскопическим описанием, поскольку при визуальной оценке керна фиксируется диаметр светлых пятен, которые включают много обломочных зерен. Их площадь больше площади, вмещающей собственно цеолиты.

 

Рисунок 4. Образец песчаника (пласт БУ₁₅¹, глубина – 3505.36 м): а) керн при дневном свете, б) шлиф в скрещенных николях, в) образец на сканирующем электронном микроскопе.

 

В изученных образцах новообразованный цеолит представлен ломонтитом (по данным рентгенофазового анализа), проявляется в виде кальциевой разновидности CaAl₂Si₄O₁₂*4H₂O. Это подтвердилось при рентгеноструктурных исследованиях мономинеральной фракции из раздробленных цеолитизированных образцов керна при помощи смеси броморфа со спиртом с ρ=2.4 г/см³.

Структура кристаллической решетки ломонтита представляет собой искаженные волластонитоподобные цепочки, в которых Si₂O₇-диортогруппы чередуются с AlO₄-тетраэдрами иной ориентировки. Эти цепочки конденсируются в ленты из шести- и четырехчленных звеньев ксонотлитового типа. Благодаря этому в каркасе появляются крупные каналы, к которым приурочены молекулы H₂O и катионы Ca. Последние имеют шестерную координацию 4О+2Н₂О и находятся в центре тригональных призм, вершины четырехугольных сторон которых представлены атомами кислорода SiO₄- и AlO₄-тетраэдров, а противоположные вершины – молекулами Н₂О. Атомы Si и Al распределены упорядоченно. Первые образуют диортогруппы, «натягиваемые» на тригональную призму по высоте, вторые соединяют противоположные стороны четырехстороннего основания призмы (рис. 5) [5].

 

Рисунок 5. Структура ломонтита: а) тригональная призма Ca²⁺ c 4О+2Н₂О в вершинах (Si₂O₇ – группы светлые, AlO₄ – тетраэдры темные, Н₂О – светлые кружки); б) конденсация искаженных волластонитоподобных цепочек в ленты из шести- и четырехзвенных колец, сконденсированных в гофрированные слои; в) каналы из восьмерных колец AlO₄– и SiO₄–тетраэдров с Ca²⁺ (черные кружки) и Н₂О (светлые кружки с цифрами, обозначающими относительную высоту), AlO₄–тетраэдры затемнены.

 

В настоящее время установление генетической природы ломонтита, выявленного в составе нижнемеловых Большехетской впадины, является наиболее дискуссионной проблемой. На основе физико-химических свойств и приуроченности определенных ассоциаций цеолитов к определенным фациям А.Г. Коссовская выделила шесть цеолитовых ассоциаций, или фаций. По мнению А.Д. Коробова с соавторами, образование ломонтита связано с гидротермально-метасоматическими процессами, сопряженными с тектоно-гидротермальной активизацией. Согласно классификации А.Г. Коссовской, их следует относить к фации наложенного гидротермального метаморфизма [6–8].

Наличие ломонтита в коллекторах Пякяхинского месторождения напрямую влияет на метод водо/керосинонасыщения, при котором происходит завышение уровня пористости (К_п) на 2–5 % (рис. 6), связанное со способностью ломонтита поглощать молекулы воды, меньшие по своим размерам по сравнению с молекулами углеводородов. Следовательно, построение петрофизических моделей цеолитсодержащих коллекторов должно осуществляться по результатам оценки К_п керосинонасыщением, поскольку при оценке К_п водонасыщением будет завышаться значение коэффициента пористости, что может привести к ошибке в оценке величины запасов углеводородов.

 

Рисунок 6. Сопоставление коэффициентов пористости с учетом относительного содержания цеолитов пласта БУ₁₅ (скважина № 1 Пякяхинского месторождения).

 

Кроме того, характерной особенностью ломонтита является его способность в поверхностных условиях терять 1/8 часть воды и переходить в β-леонгардит. Этот процесс приводит к растрескиванию минерала по плоскостям спайности, а иногда и рассыпанию в порошок. В связи с этим подразумевается, что структура порового пространства цеолитизированных коллекторов в пластовых условиях существенно отличается от структуры в экстрагированных образцах, поступающих на лабораторные исследования керна [9, 10].

Особенности разработки месторождений, осложненных цеолитизацией

На основании ряда исследований установлено, что фильтрационно-емкостные свойства продуктивных отложений изменяются в процессе разработки. Создаются условия, сопровождаемые химическими и физическими процессами, – изменение температуры, pH воды, окислительно-восстановительных свойств, осуществляется привнос водорастворенных газов, выщелачивание, катионный обмен, окисление минералов, углеводородов и ряд других процессов, ведущих к изменению химического состава закачиваемых вод, пластовых флюидов, продуктивных отложений. В зависимости от геометрии пустотно-порового пространства и наличия флюидопроводящих каналов степень изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов будет различной [11].

Перечисленные аспекты обуславливают необходимость более детального рассмотрения свойств и характерных особенностей цеолитов, получивших наибольшее распространение на рассматриваемой территории среди новообразованных минералов, с точки зрения планирования геолого-технических мероприятий при освоении и эксплуатации скважин.

Известно, что при взаимодействии цеолитсодержащих пород с кислотами происходит образование геля кремниевой кислоты. Для определения перспектив применения кислотных обработок на Пякяхинском месторождении были проведены лабораторные испытания на керне. Содержание цеолита в образце составляло 19–20 %, карбонатов – 4 %, глинистых минералов – 5 %. Для воздействия на керн были выбраны растворы соляной кислоты с концентрацией от 3 до 12 %, глинокислотный состав, содержащий 12 % НСL и 0.6 % HF, состав на основе сульфаминовой кислоты, а также два состава органических кислот - на основе эфиров уксусной кислоты и смеси двухосновых и трехосновых органических кислот.

Растворы соляной кислоты и глинокислоты с породой образуют гель. Составы на основе сульфаминовой и уксусной кислот не образуют гелей при взаимодействии с породой в течение длительного времени. Соляная кислота различной концентрации обладает достаточно высокой растворимостью, но при этом выпадает большое количество вторичных осадков, таких как гидроксид алюминия и кремния, которые являются аморфными и склонны к гелеобразованию. Растворы органических кислот имеют высокую растворимость керна.

Также были проведены фильтрационные эксперименты на натуральных кернах в условиях, максимально приближенных к пластовым. Эксперименты показали, что соляная кислота снижает проницаемость до 0.03 мД в результате полного закупоривания проводящих каналов гелем кремниевой кислоты. Образование геля визуально наблюдается при микроскопических исследованиях кернового материала. Органические кислоты улучшают фильтрационно-емкостные свойства породы и фазовую проницаемость для воды, в том числе за счет растворения цеолитов [12].

С другой стороны, реальный практический опыт показывает, что в условиях объекта, осложненного цеолитами, возможно проведение эффективных обработок призабойной зоны. В частности, на скважине, вскрывшей пласт БУ₁₂ Пякяхинского месторождения, проведена комплексная обработка призабойной зоны путем применения глинокислотной композиции. В процессе выполнения работ использовались только технологические методы воздействия: освоение компрессированием и работа гибкими насосно-компрессорными трубами. Специализированные технологии, составы и жидкости освоения не применялись. По итогам выполненных работ прирост дебита газа и конденсата составил 57 %, скважина заведена в газосборный коллектор и работает до настоящего времени [13].

Также нельзя исключать возможность использования на рассматриваемом объекте побочного процесса при проведении обработок сильными неорганическими кислотами. По сути может быть достигнут синергетический эффект, направленный на увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет растворения горных пород и частиц, кольматирующих поровое пространство. Вместе с тем может произойти перераспределение фильтрационных потоков нагнетаемой воды за счет создания гелевых экранов при взаимодействии кислоты с цеолитсодержащими породами. Аналогичным образом комплексное воздействие может быть рассмотрено и на добывающих скважинах.

Еще один пример связан с технологиями строительства скважин на Заполярном месторождении. Отличительная особенность коллектора пласта БТ₁₀ – наличие цеолитов. Интенсивность цеолитизации варьируется от низкой (10–20 %) до высокой (50 %), либо цеолитизация отсутствует. В рамках опытно-промышленных работ были проведены исследования на керновом материале, которые показали значительное снижение проницаемости и гелеобразование при взаимодействии цеолитизированного песчаника с пресными жидкостями и растворами хлористого кальция. По итогам лабораторных исследований было принято решение использовать буровой раствор на углеводородной основе с целью минимизации факторов, негативно влияющих на дальнейшую разработку месторождения [14, 15].

Количественная оценка содержания цеолитов в керновом материале

В настоящее время существует проблема количественной оценки содержания цеолитов в неокомских отложениях Большехетской впадины, поскольку петрографическое изучение имеет точечный характер и достаточно широкий шаг опробования. На примере скважины № 3 проведено комплексное определение количественного содержания цеолитов по вторичной пятнистой текстуре несколькими методами.

Линейный метод: подсчет цеолитизации по трем параллельным линиям с последующим вычислением среднего арифметического и привязки глубины полученного результата к средней линии B-B’ (рис. 7, а). Перекрестный метод: подсчет цеолитизации по двум перпендикулярным линиям и привязки глубины результата к поперечной линии B-B’ (рис. 7, б).

 

Рисунок 7. Методы подсчета цеолитизации: а) линейный, б) перекрестный.

 

Полученные результаты были сопоставлены с данными петрографического изучения шлифов (рис. 8). Следует заметить, что при оперативной оценке перекрестным методом происходит подсчет зерен, охваченных цеолитизацией (зерен кварца, полевого шпата и обломков пород). Полученные данные в 2–2.5 раза превышают значения микроскопического описания, где учитывался только поровый цемент. При этом на оценку подсчета по двум перпендикулярным линиям первичные текстурные особенности не оказывают влияния.

 

Рисунок 8. Сопоставление содержания цеолита по шлифам с линейным (а) и перекрестным (б) методами (скважина № 3 Пякяхинского месторождения).

 

Наличие «цеолитной воды» в межзерновых каналах, высокая степень гидратации и адсорбция, низкая минералогическая плотность обуславливают искажение данных, определяемых по стандартному комплексу геофизических исследований скважин. Однако перечисленные геологические особенности продуктивных отложений не влияют на показатели, регистрируемые плотностным гамма-гамма (ГГКп) и акустическим (АК) каротажами.

Принимая это во внимание, для экспресс-оценки количественного содержания цеолитов была построена математическая модель, включающая в себя три главные компоненты с различной минералогической плотностью: кварц-полевошпатово-глинистого скелета породы, цеолита и пластового флюида, заполняющего открытое поровое пространство:

Ρ=К_ск*ρ_ск+К_ц*ρ_ц+К_ф*ρ_ф ,

где Р – общая минералогическая плотность породы (по данным ГГКп), К_ск – объемный коэффициент скелета, К_ц – объемный коэффициент цеолита, К_ф – объемный коэффициент флюида, ρ_ск – минералогическая плотность скелета, ρ_ц – минералогическая плотность цеолита, ρ_ф – минералогическая плотность флюида.

Суммарное количество всех составляющих частей определяется объемными коэффициентами и равняется единице:

1=К_ск+К_ц+К_ф.

Далее из полученной системы уравнений выражается коэффициент цеолитизации:

${К}_{ц}=\frac{Р-{К}_{ск}*{Р}_{ск}-{К}_{ф}*{\rho }_{ф}}{{\rho }_{ц}}$.

Для решения данного уравнения необходимо определить К_ск и К_ф.

Объемный коэффициент скелета породы определен по данным петрографического исследования образцов керна Пякяхинского месторождения исходя из системы уравнений:

${К}_{ск}=1-{К}^{\text{'}}$,

${К}^{\text{'}}={К}_{п\left(кер\right)}+{К}_{гл}+{К}_{ц\left(шл\right)}$,

где К’ – суммарное объемное содержание флюида, глины и цеолитов, К_п(кер) – коэффициент открытой пористости, определенный методом керосинонасыщения, К_гл – коэффициент глинистости, К_ц(шл) – коэффициент цеолитизации.

Объемный коэффициент флюида (К_ф) принят равным величине открытой пористости (К_п), которая была рассчитана по данным акустического каротажа:

${К}_{п}=\frac{\Delta Т-\Delta {Т}_{ск}}{\Delta {Т}_{ф}-\Delta {Т}_{ск}}$,

где ∆Т, ∆Т_ск, ∆Т_ф – соответственно интервальное время по данным акустического каротажа, интервальное время для песчаников Пякяхинского месторождения, интервальное время флюида, насыщающего коллектор.

В итоге подсчитанный для пласта БУ₁₅ коэффициент цеолитизации в среднем превышает значения, полученные при петрографическом изучении [3].

Результаты и их обсуждение

В качестве перспективного и потенциально более точного метода по определению содержания и распределения цеолитов и других минералов, а также пор и связывающих их каналов в горной породе может выступить рентгеновская компьютерная томография.

В целом подход может быть основан на результатах интерпретации данных рентгеноплотностных срезов, в которых выделяются рентгеноконтрастные компоненты, различающиеся по степени поглощения рентгеновского излучения и морфологическим признакам (рис. 9). Посредством математического моделирования строится стереологическая модель и определяются статистические параметры (рис. 10), характеризующие образец горной породы (поровый объем, минералогический состав, содержание кольматирующих частиц и др.) [16].

 

Рисунок 9. Рентгеноплотностной срез образца с интерпретацией: Q – кварц, FS – полевые шпаты, D – обломки пород, kl – каолинит, mica – слюда, желтым пунктиром отмечены поры.

 

Рисунок 10. Стереологическая модель порового пространства (а) и сеточная модель пустотного пространства образца (б).

 

Выводы

В результате проведенных исследований выявлен ряд особенностей вторичных изменений в отложениях нижнего мела Большехетской впадины. Установлено, что алеврито-песчаные породы характеризуются разнообразным комплексом аутигенных минералов и структур, свидетельствующих о стадии фонового катагенеза и о наложенных процессах. Наибольшее распространение на рассматриваемой территории среди новообразованных минералов получил ломонтит.

Влияние цеолита (ломонтита) на коллекторские свойства весьма существенно. Его способность адсорбировать большое количество воды и аномальные свойства так называемой «цеолитной воды» обуславливают использование данных плотностного гамма-гамма и акустического каротажей.

Характерные особенности взаимодействия технологических и пластовых жидкостей со вторичными минералами, относительное содержание, количественная оценка и распределение цеолитов в продуктивных отложениях должны быть учтены при планировании геолого-технических мероприятий (бурении скважин, обработке призабойной зоны пласта, физико-химических методах).

About the authors

Yury V. Titov

LUKOIL–Engineering Limited PermNIPIneft Branch Office in Perm

Author for correspondence.
Email: Yuriy.Titov@lukoil.com

Chief Specialist of the Lithology and Sedimentology

Russian Federation, Kogalym

Sergey L. Kuznetsov

LUKOIL–Engineering Limited KogalymNIPIneft Branch Office in Tyumen

Email: reception@tmn.lukoil.com

Deputy General Director, Director

Russian Federation, Tyumen

Ilya V. Serebrennikov

LUKOIL–Engineering Limited KogalymNIPIneft Branch Office in Tyumen; Тyumen Industrial University

Email: serebrennikoviv@tyuiu.ru

Candidate of Technical Sciences, Chief Specialist of the Department of Producing Fields’ Design Endorsement; Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Well Drilling

Russian Federation, Tyumen; Tyumen

References

Supplementary files