УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ Дзюбло Александр

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ Дзюбло Александр Дмитриевич, д. г. -м. н. , проф.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ Для описания порового пространства породколлекторов нефти и газа, которое представляет собой сложную систему, введено несколько структурных параметров. К ним относятся геометрические (диаметр и извилистость поровых каналов, размер, окатанность и укладка зерен и т. д. ), а так же интегральные (пористость и проницаемость) характеристики структуры.

Наиболее информативными среди них считаются распределение по размерам эффективных диаметров пор и удельная поверхность. Эти параметры непосредственно связаны с остаточной водонасыщенностью, адсорбционными, фильтрационными и другими свойствами пород. В последнее время, после появления современных приборов для измерения поверхности при петрофизических исследованиях в качестве характеристики структуры порового пространства все чаще используют значение удельной поверхности (So), величина которой определяется как суммарная поверхность частиц или поровых каналов в единице массы породы. Этот показатель зависит от размеров, формы и минералогического состава слагающих ее частиц. Зная удельную поверхность, можно по петрофизическим связям ее с другими параметрами коллекторов оценить последние.

Величины удельной поверхности минералов и горных пород

Измерения удельной поверхности можно проводить методом низкотемпературной адсорбции азота Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ) и методом ртутной порометрии. Первый метод основан на установлении количества газа, необходимого для покрытия поверхности мономолекулярным слоем, с последующим расчетом последней по уравнению БЭТ. Метод ртутной порометрии позволяет рассчитать удельную поверхность, основываясь на предположении, что поровое пространство пород сложено цилиндрическими капиллярами различного радиуса. Сравнивая результаты определений удельной поверхности двумя методами, можно контролировать точность измерений.

Методика определения удельной поверхности не требует образцов правильной геометрической формы. Это особенно важно при исследовании свойств рыхлых слабосцементированных пород с разбухающим глинистым цементом. При отсутствии керна измерения можно производить на кусочках шлама. Если на месторождении по керну построены эталонные зависимости вида So = f(Кпо, Кпр, Ков), то в процессе бурения новых скважин, измеряя удельную поверхность шлама, по этим зависимостям можно достаточно оценить коллекторские свойства пород, слагающих геологический разрез.

Изучение нефтегазоносных отложений Западной Сибири, Восточной Грузии, Прикаспийской впадины и южного шельфа Вьетнама, показало, что диапазон удельной поверхности образцов пород разного литологического состава достаточно широк от 0, 04 до 32, 48 м 2 /г породы.

Удельная поверхность пород-коллекторов и покрышек нефтегазоносных месторождений

Удельная поверхность полимиктовых коллекторов Западной Сибири лежит в пределах от 1, 69 до 9, 23 м 2/г. Для большинства образцов значения удельной поверхности So выше, чем для кварцевых разностей, в которых она меняется от 0, 5 до 1, 5 м 2/г. Величина So песчаников юры, в цементе которых содержится преимущественно удлиненно-пластинчатая гидрослюда, варьирует от 2, 7 до 9, 23 м 2/г. В то же время удельная поверхность нижнемеловых коллекторов обычно имеет более низкое значение, что связано с присутствием в них в основном каолинита, хлорита и изометрично-пластинчатой гидрослюды, которой свойственны более крупные размеры частиц.

Результаты измерения удельной поверхности So, емкости обмена gn и остаточной водонасыщенности Кво песчаников полимиктового состава

Песчано-алевритовые породы-коллекторы юрских и нижне-меловых терригенных отложений севера Западной Сибири, залегающие на глубинах до 4500 м, представлены в основном крупно-, средне- и мелкозернистыми разностями. Полимиктовые песчаники и алевролиты мезозойского возраста сложены преимущественно полевыми шпатами и кварцем с переменным содержанием, а также обломками кремнистых пород, единичными частицами гранитоидного и эффузивного материала, зернами циркона, турмалина, апатита и лейкоксена. Полевые шпаты, представленные плагиоклазами и калиевыми разностями (микроклин и ортоклаз), в различной степени корродированы и каолинитизированы.

Цемент коллекторов глинистый, карбонатноглинистый (10 -30%). Повышенное в отдельных случаях содержание цемента связано с увеличением в нем карбонатов (кальцита, пелитоморфного сидерита). По данным рентгено-структурного анализа глинистый цемент представлен гидрослюдой удлиненнопластинчатой IM, которая ассоциирует с примесью генетически связанной с ней монтмориллонитгидрослюдистой смешанослойной фазы с небольшим содержанием разбухающих пакетов в структуре.

Кроме того, в песчаниках присутствует переменное количество каолинита, триоктаэдрического хлорита, иногда монтмориллонит и примесь изометричнопластинчатой гидрослюды, содержание которой увеличивается в алевролитах. Пористость пород Кп изменяется от 5 -6 до 15 -18% в юрских отложениях, увеличиваясь до 25% в песчаниках неокома, а проницаемость Кпр изменяется от 10 -50 м. Д в юрских до 350 м. Д в нижнемеловых.

300 х Развитие процессов пелитизации на поверхности зерен скелета полимиктовых песчаников Скважина 7 -Р Песцовая

1000 х 300 х Хлорит-каолинитовый цемент полимиктового песчаника. Каолинизация полевого шпата. Нижний мел. Скважина 7 -Р Песцовая

Скважина 7 -Р Надымская, интервал 3750 -3761 м, песчаник (средняя юра) Растровая электронная фотография. Широкое развитие минералов цемента как в периферийной, так и в центральной части порового канала. 1000 х

Скважина 30 -Р Медвежья, интервал 3744 -3754 м, песчаник (юра) Растровая электронная фотография. Широкое развитие минералов цемента как в периферийной, так и в центральной части порового канала. 1000 х

3000 х 10 000 х Скважина 30 -Р Медвежья, интервал 3235 -3251 м, песчаник. Растровая электронная фотография. Цемент выполнен глинистыми минералами: хлоритом, гидрослюдой, каолинитом.

300 х 1000 х Поровое пространство полимиктового песчаника заполнено каолинитом. Нижний мел. Скважина 45 Р Геофизическая

300 х 1000 х Скважина 50 -Р Геофизическая, интервал 2785 -2799, песчаник. Растровая электронная фотография. Поверхность порового канала образована глинистыми минералами.

Удельная поверхность пород-коллекторов и покрышек нефтегазоносных месторождений

Резкой структурной неоднородностью и разнообразным литологическим составом отличаются вулканогенно-осадочные породы среднего эоцена (глубина залегания порядка 2300 -2500 м) нефтяных месторождений Самгори и Ниноцминда Восточной Грузии. В отложениях этого района присутствуют несколько литотипов пород с различными коллекторскими свойствами.

По результатам петрофизического изучения пород скважины 4 Ниноцминда установлено, что разрез среднего эоцена представлен чередующимися пластами литокристаллических туфов с различным соотношением пелитового, алевролитового и псаммитового обломочного материала с небольшой примесью терригенной и органогенной фазы. Встречаются прослои андезитового или известкового порфирита, туффит, туфоаргиллит, туфоизвестняк.

Обломочный эффузивный материал состоит из зерен глинисто-хлоритового происхождения, кварца, полевого шпата. Наблюдаются включения пирита, отмечается магнетит, лейкоксен, из акцессориев роговая обманка, биотит. Важной особенностью пород является их вторичная преобразованность, которая связана с процессами хлоритизации, цеолитизации и карбонатизации.

В состав тонкодисперсной фазы, определяющей величину удельной поверхности, входят не только глинистые минералы - хлорит, гидрослюда, смешанослойные ряда хлорит-монтмориллонит, но и минералы группы цеолитов - клиноптилолит, ломонтит, анальцим. Карбонатный материал представлен кальцитом, который зачастую заполняет раковины фораминифер, внутренности каверн и микротрещин.

Резкое увеличение удельной поверхности в отдельных образцах связано с присутствием в составе цемента породы монтмориллонитовой разбухающей фазы и, наоборот, цеолитизированные разности характеризуются минимальными значениями удельной поверхности. На первый взгляд, эти данные кажутся противоречивыми, поскольку известно, что цеолитовые молекулярные сита обладают высокой поверхностью. Внутренняя адсорбционная емкость, рассчитанная для цеолитов со средним диаметром внутренних полостей 1 мкм, соответствует эквивалентной поверхности 800 м 2 /г.

В то же время их внешняя поверхность в этом случае лишь около 3 м 2/г. Объяснением низких значений поверхности цеолитизированных пород может служить следующее. Способность цеолитов к адсорбции на внутренней поверхности зависит от диаметра молекул (ионов) адсорбента, который для азота равен 3, 64 Å. Диаметр входного окна цеолитов, присутствующих в исследованных образцах, имеет следующие размеры: анальцим - 3, 5 Å, клиноптилотит - 3, 5 Å, ломонтит - 2, 6 Å. Следовательно, можно полагать, что в данном эксперименте молекулы азота не проникают во внутрикристаллические полости и каналы цеолитов, а результаты измерений отражают лишь внешнюю поверхность.

Удельная поверхность пород-коллекторов и покрышек нефтегазоносных месторождений Палеозойские продуктивные карбонатные породы месторождения Тенгиз состоят в основном из доломита и кальцита. В виде примеси присутствуют глинистые минералы, обломочные частицы, сульфиды, окислы железа, рассеянное органическое вещество и т. д.

Определение удельной поверхности по методу БЭТ является эталонным, но для объектов типа карбонатных и гранитных пород, которые имеют весьма низкие значения указанного параметра, при измерениях требуется особая точность. Для контроля проведена серия экспериментов с двумя адсорбентами - азотом и криптоном.

Состав пород месторождения Тенгиз таков, что их удельная поверхность значительно меньше, чем у песчано-алевритовых и туфогенно-осадочных. В среднем эта величина равна 0, 45 м 2/г и только наличие нерастворимого остатка в отдельных случаях приводит к повышению значений до 1, 1 м 2/г.

Породы южного шельфа Вьетнама изучены по керну нефтяных месторождений Белый Тигр, Дракон и Дайхунг. Отложения миоценового и олигоценового возраста месторождения Белый Тигр, залегающие на глубинах от 2200 до 4300 м, представлены чередующимися песчаниками и сложнопостроенными пачками переслаивания алевролитов и глин. Песчаноалевритовые коллекторы состоят в основном из кварца и полевых шпатов. Среди полевых шпатов распространены ортоклазы, микроклин и плагиоклазы. Обломки пород представлены эффузивами различного состава, вулканическими стеклами и, в меньшей мере, кремнием, присутствуют акцессорные минералы. В отдельных участках разреза выделяется вторичный карбонатный материал (кальцит и доломит).

Удельная поверхность породколлекторов и покрышек нефтегазоносных месторождений

Наблюдаются существенные катагенетические изменения пород по разрезу, формирующие мозаичные структуры песчаников, идет регенерация кварцевых зерен, разложение полевых шпатов с образованием аутигенного каолинита и хлорита, вторичная альбитизация, преобразование гидрослюд. Цемент преимущественно глинистый и карбонатно-глинистый. Глинистые минералы цемента состоят из хлорита, каолинита, монтмориллонита, гидрослюды и смешанослойных соединений ряда разбухающих. Наряду с глинистыми в отложениях нижнего олигоцена широко представлены тонкодисперсные минералы с цеолитовой структурой (леонгардит дегидратированная разность ломонтита).

В целом по составу высокодисперсных минералов осадочный чехол месторождения Белый Тигр можно подразделить на три зоны: 1) зона цеолита (леонгардита) и хлорита в подошве нижнего олигоцена; 2) выше по разрезу, в породах нижнего и верхнего олигоцена, преимущественно развиты гидрослюда и хлорит; 3) в отложениях нижнего миоцена широко распространен каолинит, где его количество в глинистой фракции достигает 85% и более. Такой состав высокодисперсной компоненты послужил причиной дифференциации разреза месторождения по величине удельной поверхности. Минимальные значения наблюдаются в песчаниках, алевролиты имеют более высокую удельную поверхность, а максимальные значения принадлежат пластам глин (до 30 м 2/г и более).

Для песчаников характерны близкие значения удельной поверхности по всей глубине разреза - от среднего миоцена до пород фундамента, среднее значение около 3 м 2/г породы. Алевролиты в отдельных толщах по величине удельной поверхности различаются больше, порой достигая значений характерных для чистых глин. Породы гранитного фундамента изучены в меньшей степени. Имеется лишь несколько определений, которые показывают, что удельная поверхность кристаллических пород близка по величине к карбонатным породам и определяется количеством глинистой фазы. По данным рентгеноструктурных исследований в составе гранитов фундамента присутствуют обычно мусковит, биотит и хлорит.

Миоцен-олигоценовые породы месторождения Дракон близки по составу к аналогичным отложениям месторождения Белый Тигр, однако они характеризуются более высокой массовой глинистостью и более разнообразным составом глинистого материала. Хлорит, гидрослюда, каолин и в ряде случаев монтмориллонит определяют поверхность песчано-алевролитовых пород месторождения Дракон. Преобладание в породе монтмориллонита приводит к увеличению удельной поверхности до 6 -6, 4 м 2/г. Среди песчано-алевритовых отложений олигоцена месторождения Дракон наблюдаются включаются эффузивных пород, представленных диабазовыми порфиритами.

Тонкодисперсная фракция этих пород состоит преимущественно из монтмориллонита и хлорита. В качестве примеси присутствуют каолинит и гидрослюда. Удельная поверхность диабазовых порфиритов в среднем составляет 0, 95 м 2/г. В пустотном пространстве гранитных пород фундамента (трещины и каверны) содержится небольшое количество глинистого вещества. Это прежде всего хлорит, а также шамозит, гидрослюда и вермикулит. Удельная поверхность пород фундамента месторождения Дракон очень низкая, в среднем 0, 025 м 2/г.

Осадочные породы месторождения Дайхунг отмечены наличием глинисто-известковых алевролитов и полиминеральным составом глинистого материала в цементе пород. По величине удельной поверхности эти породы характеризуются повышенными значениями.

Данные экспериментального определения удельной поверхности сопоставлялись с коэффициентами пористости, проницаемости, естественной радиоактивностью и максимальной гигроскопической влажностью пород. Расчеты показали, что более тесные связи наблюдаются, если величина удельной поверхности приведена к единице объема породы по формуле: где Кп - открытая пористость; δМ - минералогическая плотность.

Сопоставление удельной поверхности породколлекторов нижнего эоцена месторождения Ниноцминда с величиной максимальной гигроскопической влажности Ну (физически связанной воды), а также с пористостью и проницаемостью показало наличие связей, теснота которых увеличивается при разделении пород на литотипы по величине минералогической плотности. Такое разделение позволило получить связь So = f (Ну) с коэффициентом корреляции 0, 83 для первого класса пород, 0, 93 для третьего класса, 0, 77 для четвертого класса. Для второго класса коэффициент корреляции не рассчитан из-за малого количества данных.

Зависимость So =f(Kп) носит нелинейный характер. При одинаковой величине пористости образцы разных классов имеют различную удельную поверхность. Линии средних значений для III и IV классов практически совпадают, I и II классы занимают на графике крайние значения.

При сопоставлении проницаемости с удельной поверхностью получены усредненные кривые вида S 0=f(Knp) для разных классов пород. Как и для пористости, наблюдается значительный разброс экспериментальных точек даже в пределах пород одного класса, что указывает на необходимость использования в качестве дифференцирующих величин, кроме плотности, других параметров. В целом графики свидетельствуют о значительном влиянии удельной поверхности и минерального состава тонкодисперсной фазы на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

S 0 (м 2/см 3) Кпр(м. Д) 0. 1 1 10 1000 Зависимость удельной поверхности S 0 от газопроницаемости Кпр для месторождений Белый тигр(1) , Дайхунг (2), Западной Сибири (3), Дракон (4)

По результатам экспериментальных определений поверхности и газопроницаемости осадочных породколлекторов трех месторождений южного шельфа Вьетнама сделано их сопоставление. Для сравнения приведена аналогичная зависимость для осадочных меловых пород северных районов Западной Сибири. Корреляционные связи удельной поверхности с проницаемостью прослеживаются для всех месторождений, форма кривых имеет близкий характер. Несколько обособлена кривая зависимости для месторождений Белый Тигр, угол наклона которой больше. Однако в области высоких значений проницаемости она также выполаживается.

Уравнения регрессии для месторождений Белый Тигр, Дайхунг, Дракон и Западной Сибири имеют соответственно следующий вид:

Уравнения средней линии для изученных отложений отражают структуру пород и полиминеральность состава тонкодисперсного материала. Коэффициент корреляции уравнений меняется от 0, 8 до 0, 89. Для всех объектов исследования характерно закономерное снижение газопроницаемости с увеличением удельной поверхности. При некотором значении So породы переходят в разряд неколлекторов. Это граничное значение зависит в свою очередь от граничной величины Кпр, устанавливаемой для каждого месторождения индивидуально в зависимости от литотипа коллектора.

ВЫВОДЫ: -удельная поверхность может служить объективным показателем адсорбционных свойств коллекторов; -величина удельной поверхности пород различного генезиса и состава определяется в основном количеством и типом глинистых минералов и цеолитов, а также характером и степенью вторичных изменений породообразующих минералов; -в тесной взаимосвязи с удельной поверхностью находятся основные фильтрационно-емкостные характеристики (пористость, проницаемость, водо-, нефтенасыщенность) коллекторов. Петрофизические связи удельной поверхности с этими свойствами могут служить для оценки граничных значений параметров, используемых при подсчете запасов углеводородов;

-удельная поверхность – один из основных структурных параметров, определяющих электропроводность и поверхностную проводимость глинистых осадочных образований, что показано в классических работах Хилла и Милберна, а также в трудах Б. Ю. Вендельштейна и М. М. Элланского. -важным преимуществом удельной поверхности является возможность ее лабораторных измерений на слабосцементированных кернах, шламе и песках.