ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98.061.4
© М.А. Беляков, И.В. Язынина, А.А. Абросимов, 2015
Влияние вторичной доломитизации на формирование коллекторских свойств продуктивных пород месторождений нефти и газа
М.А. Беляков, к.г.-м.н, И.В. Язынина, к.г-м.н, А.А. Абросимов
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Адрес для связи: Andreich.gis@gmail.com
Ключевые слова: термогравиметрия, компьютерная томография, метасоматоз, пористость, проницаемость.
Во многих нефтегазоносных провинциях не только России, но и всего мира карбонатные толщи составляют существенную часть осадочного чехла. Запасы углеводородов в карбонатных коллекторах по различным оценкам изменяются от 38-48 до 50-60 % мировых. В связи с этим проблема изучения карбонатных отложений и их потенциала относится к числу важнейших.
Карбонатные породы-коллекторы характеризуются различными возрастом, генезисом, составом, значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), неоднородностью строения, сложным характером пустотного пространства, формирование которого определяется как структурно-текстурными особенностями пород, формирующимися на стадии седиментации, так и постседиментационными преобразованиями. К последним относятся уплотнение, цементация, доломитизация, перекристаллизация, сульфатизация, выщелачивание и др. Происходящие при этом изменения структуры пустотного пространства необходимо учитывать при проектировании разработки месторождения, в частности, при выборе методов интенсификации притока и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Особое внимание уделяется рассмотрению процесса вторичной доломитизации, который оказывает большое, но неоднозначное влияние на ФЕС пластов.
Целью данной работы являются уточнение и оценка влияния вторичной доломитизации (метасоматоза) коллекторов вендских и рифейских отложений нефтяного, газового и газоконденсатного месторождений Восточ-
The impact of secondary dolomitization on properties of oil and gas reservoirs
M.A. Belyakov, I.V. Yazynina, A.A. Abrosimov
(Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow)
E-mail: Andreich.gis@gmail.com
Key words: thermogravimetry, computed tomography, metasomatism, porosity, permeability
Carbonate deposits throughout lithogenesis undergo various transformations, which include compaction, cementation, dolomitization, recrystallization, sulfation, leaching, etc., by which the structure of reservoir space undergoes various changes. These variations must be considered when designing the field, particularly in the choice of methods of stimulation and increased recovery rates of oil and gas. The purpose of this paper is to clarify and assess the impact of secondary dolomitization on their properties of oil, gas and condensate reservoirs (Riphean and Vendian collectors in Eastern Siberia), and to identify patterns of change in reservoir properties, depending on the content of CaCO3 and MgCO3 using modern analytical methods: X-ray imaging and thermogravimetric analysis. Studies have confirmed that the process of secondary dolomitization accompanied by an increase of porosity and density dolomite rocks for oil and gas/condensate field. However, if the gas field process of replacing calcium magnesium creates favorable conditions for the filtration of hydrocarbons in oil rocks no change is observed. Accordingly, if the metasomatism and porosity increases, the effect on permeability is ambiguous, that must be considered when choosing a method of improving oil and gas recovery.
ной Сибири на их ФЕС, выявление закономерностей изменения последних в зависимости от содержания CaCO3 и MgCO3 с применением современных аналитических методов: рентгеновской томографии и термогравиметрического анализа.
Вторичная доломитизация способствует преобразованию карбонатных пород [1, 2], изменяет не только первичный вещественный состав пород, но и структуру пустотного пространства. Широко распространено мнение, что доломитизация всегда сопровождается увеличением пористости. Основанием служит выдвинутая Эли де Бомоном (1937 г.) гипотеза молекулярного замещения известняка доломитом по принципу «молекула на молекулу». Суть заключается в том, что радиус иона кальция (Ca+2) равняется 0,099 нм, а иона магния (Mg+2) - 0,066 нм. В процессе замещения кальция магнием образуется дополнительное пустотное пространство (трещины, каверны и др.).
При этом количественные оценки степени влияния доломитизации карбонатов на их емкостные свойства различаются. С.Г. Вишняковым [3], С.П. Корсаковым [4] и другими специалистами показано, что при неизменности прочих факторов, влияющих на коллекторские свойства, доломитизация может способствовать увеличению пористости на величину до 10-13 % ее абсолютного значения. По расчетам Л.Н. Капченко [5], эффект доломитизации зависит от пористости известняка до этого процесса. В известняке пористостью 30 %, подвергшемся полной доломитизации, пористость увеличивается на 9 %, т.е. в 1,3 раза, пористостью 5 % - на 11,7 % абсолютного значе-
1Работа выполнена при поддержке гранта РФ № 13.2653.2014/К.
ния, т.е. в 3,3 раза. В 1980 г. Л.Г. Гмид и М.Х. Булач [6] установили, что доломитизация как положительный фактор будет ощутимо проявляться только тогда, когда породообразующий кальцит более чем на 70 % замещается вторичным доломитом.
Подводя итог современным представлениям о роли доломитизации в формировании пустотного пространства карбонатных пород, Л.Н. Капченко подчеркивает, что этот процесс зависит от степени сцементированно-сти доломитизированных пород и их уплотнения при последующем погружении [5]. Он рассматривает три основные ситуации:
- доломитизация в раннем, частично позднем диагенезе, протекающая в несцементированных илах, не влияет на пористость образующихся из илов пород, так как поры, возникающие между отдельными кристаллическими зернами при замещении кальцита доломитом, при уплотнении сжимаются (так же как при уплотнении кальцитовых илов);
- доломитизация в карбонатных слабосцементиро-ванных породах (особенно содержащих крупные обломки раковин) на стадии позднего диагенеза может незначительно влиять на пористость формирующихся пород, так как сцементированные агрегаты и обломки раковин обладают повышенной прочностью на сжатие при последующем уплотнении;
- доломитизация в достаточно прочном каркасе (рифовые массивы на всех стадиях и все карбонатные породы на стадии катагенеза) способна обеспечить повышенную пористость доломитизированных пород, и степень этого повышения (при прочих равных условиях) зависит от полноты доломитизации; отмеченное относится только к ме-тасоматическим доломитовым известнякам и доломитам, в тех случаях, когда доломитовое вещество заполняет трещины или другие пустоты, ФЕС коллектора снижаются.
В настоящее время на основании данных теорий при разработке нефтяных месторождений применяются технологии регулирования проницаемости, позволяющие увеличить КИН. Путем закачки в пласт магнийсодержащего флюида инициируется ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации для создания высокопроницаемых участков на нефтяных месторождениях [7-9]. Таким образом, хотя влияние доломитизации на ФЕС коллекторов признается большинством исследователей, они имеют различные точки зрения на степень этого влияния.
Для уточнения и оценки влияния вторичной доломитизации на ФЕС доломитов были изучены чистые доломиты (содержание CaMg(CO3)2 более 85 %), отобранные из скв. 1 газового, скв. 2, 3 -нефтяных, скв. 4 - газоконденсатного месторождений Камовского свода с доказанными продуктивными горизонтами венда и рифея (4,5 млрд. лет).
На всех экстрагированных образцах пористость и проницаемость определялись
методом, минералогическая плотность - пикнометриче-ским способом. Кроме того, для определения общей пористости и визуализации структуры порового пространства использовался метод рентгеновской томографии (РТ) - послойного исследования внутренней структуры объекта, основанный на различии в поглощении рентгеновского излучения разными по плотности минеральными включениями, пустотами и пластовыми флюидами.
Для количественной оценки содержания СаС03 и MgСO3 в исследуемых образцах доломитов использовался метод термогравиметрического анализа (ТГА), который основан на регистрации температурной (Т), дифференциально-термической (ДТА) кривых, кривой потери массы (ТГ) и ее производной - дифференциальной кривой потери массы образца (ДТГ) при постоянной скорости нагрева (рис. 1). Все эксперименты проводились в сопоставимых условиях при одинаковой скорости нагрева образца.
Масса вещества измерялась с помощью термовесов при непрерывном нагревании. Результаты измерений, представлены в виде термогравиметрической кривой (см. рис. 1, а). По ней определяют: а) начальную температуру разложения Тн, при которой суммарное изменение массы достигает чувствительности термовесов; б) конечную температуру Тк, при которой суммарное изменение массы достигает максимального значения, соответствующего завершению реакции. Разность Тк - Тн называется интервалом реакции. По ней, используя справочники или таблицы, определяют природу исследуемого вещества. На рис. 1 приведена термограмма для одного из образцов, на которой потеря массы соответствует двум температурным интервалам: 720 - 830 и 860 - 980 °С. Сравнение полученных данных с опубликованными в справочниках и работах по термическому анализу свидетельствует, что первый температурный интервал соответствует разложению СаМg(СО3)2 на MgО, СаС03 и СО2, второй - разложению СаС03 в исследуемом доломите. Далее определяется от-
Рис. 1. Зависимости, полученные при применении методов ТГ (а), ДТА (б), ДТГ (в), Т (г):
Дт, Дт' - соответственно изменение массы образца и производная изменения его на приборе АР-608 (Coretest) объемным массы; Т- температура; Т' - производная температуры; Тн, Тк- соответственно начальная
и конечная температура разложения вещества
CaC03/МgС03) плотность ее возрастает, что соответствует большей плотности магнезита, чем кальцита. При этом на представленных томографических срезах обра
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.