Условия сохранения углеводородных скоплений в Южно-Каспийском бассейне: о флюидоупорных свойствах глинистых пород продуктивной толщи

УСЛОВИЯ СОХРАНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ В ЮЖНО-КАСПИЙСКОМ БАССЕЙНЕ: О ФЛЮИДОУПОРНЫХ СВОЙСТВАХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ

А.А Иманов (ИГ НАН Азерб.), М.Б.Хеиров (НИИ ГНКАР), А.А. Фейзуллаев (ИГ НАН Азерб.)

 

 

 

О породах-покрышках и их основных особенностях

Одним из обязательных условий формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и  газа в земной коре является наличие в разрезе не только пород-коллекторов, но и пород-покрышек. Под покрышками залежей нефти и газа подразумеваются любые естественные тела, препятствующие миграции углеводородов из залегающих под ними залежей в вертикальном направлении и способствующие их сохранению. Основной особенностью пород-покрышек является их плохая проницаемость, иначе говоря, они обладают флюидоупорными свойствами.

Качество флюидоупоров, имеющее существенное значение при размещении зон нефте- и газонакопления, определяется комплексом показателей: литолого-петрографическими особенностями, гранулометрическим и минеральным составом, структурными, текстурными,  физико-химическими, механическими свойствами, степенью нарушенности сплошности (наличие разрывных нарушений и трешиноватости) и т.д.

Как известно, наиболее надежными флюидоупорами обладают глинистые породы и эвапориты (соль, гипс, ангидрит). Среди глинистых покрышек относительно лучшими флюидоупорными свойствами обладают монтмориллонитовые разности, которые при наличии влаги разбухают и становятся практически непроницаемыми.

Некоторые исследователи (Жабрев, 1942; Ушаков, 1955; Прозорович, 1972 и др.) к важным особенностям покрышек относят также мощность и протяженность их по площади. Полагается, что большие месторождения могут быть сформированы только под покрышками большой мощности. Однако это утверждение нельзя признать приемлемым для условий частого и ритмичного чередования песчано-алевритовых и глинистых пород, которое имеет место, например, в разрезе нижнего отдела продуктивной толщи (ПТ) Абшеронского нефтегазоносного района. В этих условиях роль  надежных  флюидоупоров могут играть не только регионально выдержанные глинистые покрышки большой мощности, но и непосредственно перекрывающие породы-коллекторы глинистые прослои небольшой мощности (внутриформационные покрышки). Это связано с тем, что градиент давления Р/ Н в таких маломощных прослоях незначителен.

В связи с этим отдельными исследователями [1,7] маломощные прослои глин, отделяющие песчано-алевритовые породы в нижнем отделе ПТ Абшеронского нефтегазоносного района отнесены к породам-покрышкам. Это подтверждается, как различием состава нефтей различных горизонтов, так и отсутствием нефти в водоносных пластах-коллекторах.

Важное значение в степени сохранности  углеводородных (УВ) скоплений имеет  также возраст бассейна и длительность процесса разрушения залежей, поскольку  процессы формирования, переформирования и разрушения нефтегазовых залежей являются едиными, взаимосвязанными и непрерывными: формирование залежей одновременно может сопровождаться и их разрушением, а разрушение - пополнением их запасов за счет непрекращающейся латеральной и вертикальной миграции. Последнее особенно контрастно проявляется в молодых бассейнах, таких как ЮКБ. Здесь кроме того, из-за молодого  возраста залежей (например  время формирования залежей в ПТ не превышает 1 млн. лет), длительность процесса разрушения (в геологическом измерении) незначительна, и даже при отсутствии надежного флюидоупора масштабы химической и биохимической трансформации нефтей незначительны и разрушение УВ скоплений проявляется в основном потерей их легких  фракций. Очень хорошим подтверждением этому является пример месторождения Балаханы, где на своде нефтегазоносные пласты выходят на поверхность и сильно дегазированы (рис.1). Тем не менее, здесь сохранились  крупные скопления нефти, превышающие их ресурсы на других более глубокопогруженных структурах антиклинальной зоны, где условия сохранения УВ относительно лучшие (см. рис.1). 

Рис. 1. Изменение газового фактора и ресурсов нефти в месторождениях антиклинальной линии Балаханы-Гум адасы

 

 

В процессе уплотнения глинистых осадков, сопровождающегося уменьшением размеров пор, в покрышках возникают капиллярные силы, препятствующие движению в них жидкости. Когда радиус поровых каналов приближается к толщине слоя связанной воды, движение жидкостей и газов в покрышках прекращается независимо от величины перепада давления.

Дисперсные глины, лишенные трещиноватости характеризуются высокими изолирующими свойствами. В них очень слаба даже диффузия  углеводородов. По размерам в глинах выделяются сверхкапиллярные (более 0,5 мм), капиллярные (0,5-0,0002мм) и субкапиллярные (менее 0,0002мм) поры. В первом случае движение флюидов происходит под действием силы тяжести. Движение флюидов по капиллярным порам возможно при разности давлений, достаточной для преодоления, как капиллярных сил, так и сил поверхностного натяжения. Движение флюидов в субкапиллярных порах очень затруднительно, так как здесь помимо капиллярных сил начинают действовать молекулярные и электростатические силы.

В глинистых породах-покрышках  основных нефтегазоносных районов Азербайджана распространены в основном капиллярные и субкапиллярные поры.

 

Литолого-петрографическая и минералогическая характеристика флюидоупорных свойств глин продуктивной толщи (по данным исследований керна)

В Азербайджане изучению качества покрышек в ЮКБ посвящены работы целого ряда исследователей (Прозорович, Султанов, 1961; Буряковский, Джеваншир, 1985; Зульфугаров, 1957; Исмаилова, 1957; Сеидов, Ализаде, 1970; Султанов, Алекперов, 1952; Хеиров, Халилов, 1981), [1-7]. В этих работах показано, что изменение свойств глин зависит от ряда факторов – геологических, литологических, минералогических, термобарических и др.

  В данной статье глинистые породы ПТ были исследованы по керновому материалу различных нефтегазоносных районов (НГР) ЮКБ (Нижнекуринского, Бакинского и Абшеронского архипелагов, Абшеронского полуострова) до глубины 6-7 км.

 

Литолого-петрографическая характеристика глин ПТ

В разрезах рассмотренных НГР мощности глинистых толщ изменяются в пределах от долей сантиметра до десятков метров. Карбонатность исследованных глин колеблется, преимущественно, в пределах 10-24%. Глины ПТ в основном пластичные. Структура их пелитовая, иловая, псаммоалевритовая, а микроструктура, преимушественно, беспорядочная, массивная, реже слоистая.

По гранулометрическому составу  глинистые породы глубоководной части ЮКБ представлены, в целом, хорошо отмученными разностями, в которых содержание песчано-алевритового материала не превышает 30%.

Глинистые породы верхнего и нижнего  отделов ПТ заметно отличаются друг от друга по своим параметрам, а, следовательно, и изолирующим свойствам.

Гранулометрический состав глин ПТ контролируется палеогеографическими условиями осадконакопления и расстоянием от источников питания терригенным материалом. Наибольшей дисперсностью характеризуются глины Бакинского архипелага, где содержание пелитовой фракции составляет более 80%.

Встречаются и более “чистые” разности глин. При этом в распределении  указанных разностей по площади  наблюдается определенная закономерность, согласно которой глины ПТ северо-западной и западной частей Южно-Каспийской впадины, в целом  содержат большую примесь алевритового материала, чем глины юго-восточной и восточной ее частей. В связи с этим глины ПТ Бакинского архипелага, а также площадей юго-восточной части Нижнекуринской впадины являются лучше отмученными и более пластичными, чем глины северо-западной и западной частей.

Отложения свиты “перерыва” отличаются как от вышележащих, так и нижележащих отложений ПТ широким развитием здесь песчано-алевритовых образований. Отложения этой свиты представлены в основном песчаниками, плохоотсортированными породами и алевролитами. Редко встречаются алевритистые глины. Карбонатность этих пород не превышает 10%. Следовательно, в свите “перерыва” нет надежных покрышек. Роль покрышек для них играют глинистые породы верхнего отдела ПТ.

Установлено, что на качество глинистых покрышек существенное влияние оказывает процесс дренирования глин вблизи залежей нефти и газа: при переходе от мощных глинистых толщ к залежам нефти и газа происходит рост неглинистых примесей, т.е. увеличение песчанистости глин.

 

Минералогическая характеристика глин ПТ

Исследование минералогического состава глинистых пород и структурных особенностей глинистых минералов ПТ с целью оценки их флюидоупорных свойств проводилось методами рентгенодифрактометрии.

Рентгенодифрактометрические кривые (дифрактограммы) снимались  на отфильтрованном медном излучении  СuК₂ при режиме трубки 30кv, 15mА. Для детального анализа пород с каждого образца сняты по 4 дифрактограммы: одна с ориентированного на стекле препарата всей массы породы, которая предназначена для оценки содержания неглинистых минералов (карбонатов, полевых шпатов, кварца) в глинистой породе (она обозначена номером 1 на дифрактограммах), а три другие (обозначенные под номерами 2, 3 и 4) - с ориентированного на стеклянной пластинке препарата тонкопелитовой фракции (выделенной седиментационным методом). При этом под номерами 2, 3 и 4 на дифрактограммах указаны дифракционные характеристики образцов (препаратов) в воздушно-сухом (2), насыщенным глицерином (3) и прогретым при температуре 580⁰С (4) состояниях. Эти дифрактограммы использованы для оценки глинистых минералов в тонкопелитовой фракции, которые затем пересчитаны на вес сухой породы.

Тонкопелитовая фракция глин верхнего отдела ПТ полиминеральна и состоит из монтмориллонита (смектита), гидрослюды (иллита), каолинита, хлорита, смешанослойных глинистых образований (рис.2) и магнезиальных цепочечных силикатов (рис.3).

 

Рис.2. Дифрактограммы, характерные для глин верхнего отдела ПТ, содержащих смешанослойные минералы вермикулит-монтмориллонитового (А) и

гидрослюдисто-вермикулитового (Б) ряда: а-дифрактограмма воздушно-сухого образца, б-насыщенного глицерином, в-нагретого при 580⁰С.

 

 

Рис. 3. Электронные микрофотографии (х15000) характерные для

глин нижнего (а) и верхнего (б) отделов ПТ

 

 

Ионы Na⁺, Ca²⁺ и  Mg²⁺ являются обменными основаниями смектита. С глубиной увеличивается содержание ионов Ca²⁺  и общая емкость обменных оснований, что приводит к уменьшению коэффициента набухаемости.

 В глинах верхнего отдела  ПТ наряду с глинистыми образованиями  с беспорядочным чередованием межслоевых промежутков встречаются также минералы с упорядоченным чередованием межслоевых промежутков смектита и вермикулита (рис. 4А), гидрослюды и вермикулита (рис.4Б) по закону АВАВ.

По данным количественного ретгено-дифрактометрического анализа глины верхнего интервала ПТ заметно отличаются от глин свиты “перерыва” повышенным содержанием минералов группы смектита. В глинах свиты “перерыва” содержание смектита не превышает 20%, в то время как содержание гидрослюды превышает 60%. Кроме того, в глинах свиты “перерыва”, в отличие от глин верхнего интервала ПТ, встречается смешано-слойный минерал хлорит-смектитового типа (рис.4).

 

Рис.4. Дифрактограммы и  термограммы тонкопелитовой фракции  глин верхнего отдела ПТ: А- Хара-Зира, скв.74, интервал 5000-5004м, Б-Гарабаглы, скв.35, интервал 4064-4070м: а-дифрактограмма воздушно-сухого образца, б-насыщенного глециерином, в-нагретого при 580⁰ С, г-обработанного 3N LiCl

 

 

В глинах северной и северо-западной частей Нижнекуринской впадины содержание смектита уменьшается до 30-40%, а в глинах северной и северо-западной частей Бакинского архипелага содержание его не превышает 30%. В глинах верхнего отдела ПТ Абшероно-Прибалханской тектонической зоны преобладающее значение имеют минералы группы гидрослюд. В соответствии с этим наблюдается относительное ухудшение здесь изолирующих свойств глинистых покрышек.

Нижний отдел ПТ исследован по керновому материалу площадей Сангачал-дениз, Дуванный-дениз, Хара-Зира и др. Здесь глины относительно уплотненные известковистые (СаСО₃ - 10-12%). Эти глины, как и глины верхнего отдела ПТ, полиминеральны. В их составе встречаются гидрослюда, смектит, каолинит, хлорит, сепиолит, палыгорскит и смешанослойные глинистые образования разных типов. Характерные для них дифрактограммы и термограммы приведены на рис.5

 

Рис. 5. Дифрактограммы и термограммы характерные для тонкопелитовой фракции глин нижнего отдела ПТ: А-Бяндован, скв.26, интервал 5510-5518 м,

Б-Хара-Зира-дениз, скв.10, интервал 5600-5610 м, С-Сангачал-дениз, скв.543, интервал 5400-5410 м. а-дифрактограмма воздушно-сухого образца,

б-насыщенного глицерином, в-нагретого  при 580 ⁰С, г-обработанного 3N LiCl.

 

 

 

Содержание смектита, каолинита, хлорита  и смешанослойных глинистых образований  в разрезе нижнего отдела ПТ колеблется в пределах, соответственно, 30-35, 10-20, 5-10 и 3-10%. Содержание смектита и гидрослюды изменяется как по разрезу, так и по площади. В зонах Сангачал-дениз - Хара-Зира и Пирсагат-Санги-Мугань содержание смектита уменьшается в юго-восточном направлении с параллельным увеличением содержания гидрослюды.

В глинах нижнего  отдела ПТ, как и в свите перерыва, отмечается относительно повышенное содержания гидрослюды и низкое монтмориллонита. Это не связано с направленным изменением (трансформацией) этих минералов, а является результатом изменения условий в бассейне осадконакопления и содержания поступающих в бассейн в различные отрезки времени глинистых минералов. В связи с этим не безынтересно отметить отсутствие монтмориллонита в глине сабунчинской свиты верхнего отдела ПТ площади Умид (скв.2, интервал глубин 4636-4641м), в то время как в других интервалах глубин этой площади присутствуют заметные количества указанного минерала.