Механизмы и негативные последствия преобразований глинистых минералов группы слюда-смектит при технологиях заводнения коллекторов нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.05, кандидат наук Рахматулина, Юлия Шамилевна

• Рахматулина, Юлия Шамилевна
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Рахматулина, Юлия Шамилевна

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЪЕКТЫ, МЕТОДИКА ИЗУЧЕНИЯ И СПЕЦИФИКА СОСТАВА МИНЕРАЛОВ НЕФТЕНОСНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ

1.1. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

1.2. СПЕЦИФИКА СОСТАВА И ГЕНЕЗИСА МИНЕРАЛОВ В НЕФТЕНОСНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ

2. ОСНОВЫ МИНЕРАЛОГИЧЕСКОЙ КРИСТАЛЛОХИМИИ СЛОИСТЫХ СИЛИКАТОВ ВКЛЮЧАЯ ГЛИНИСТЫЕ МИНЕРАЛЫ

2.1. СТРУКТУРА СЛОИСТЫХ СИЛИКАТОВ

2.1.1. Структурные типы и классификация глинистых минералов

2.1.2. Структурный тип 1:1 , группа каолинита

2.1.3. Структурный тип 2:1, группа смектитов

2.1.4. Структурный тип 2:1, группа вермикулитов

2.1.5. Структурный тип 2:1, группа слюд

2.1.6. Структурный тип 2:1:1, группа хлоритов

2.2. СМЕШАНОСЛОЙНЫЕ МИНЕРАЛЫ

2.3. СЛОИСТО-ЛЕНТОЧНЫЕ СИЛИКАТЫ, ГРУППА ПАЛЫГОРСКИТА-СЕПИОЛИТА

2.4. РЕАЛЬНАЯ СТРУКТУРА И МЕХАНИЗМЫ ГЕНЕЗИСА

ВТОРИЧНЫХ СЛЮД

2.4.1. Процессы и механизмы образования вторичных слюд

2.4.2 Дислокационный механизм образования вторичных слюд

3. МЕТОДЫ АНАЛИЗА И СТРУКТУРЫ СМЕШАНОСЛОЙНЫХ

ФАЗ ИЛЛИТ-СМЕКТИТ В ОТКРЫТЫХ СИСТЕМАХ

3.1. МЕТОД РАЗНОСТНЫХ СПЕКТРОВ

3.2. ВЫЯВЛЕНИЕ СТРУКТУРНОГО ОБЛИКА СМЕШАНОСЛОЙНЫХ ФАЗ СЯ = 0ИЯ = 3

3.3. АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФАЗ ИЛЛИТ-СМЕКТИТ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ КОМПОНЕНТЫ СМЕКТИТА

3.4. ВЫЯВЛЕНИЕ ФАЗ ИЛЛИТ-СМЕКТИТ С ФАКТОРОМ БЛИЖНЕГО ПОРЯДКА 1 И Я= 2

3.5. СТРУКУТРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ФАЗ ИЛЛИТ-СМЕКТИТ В ОБВОДНЯЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ИЗ ЗОН ПОЗДНЕГО КАТАГЕНЕЗА

4. МЕХАНИЗМЫ И ДИНАМИКА ТРАНСФОРМАЦИИ

ВТОРИЧНЫХ СЛЮД В ОБВОДНЯЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

4.1. ИЗМЕНЕНИЯ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА КОЛЛЕКТОРОВ

В ЗОНАХ ЗАВОДНЕНИЯ

4.2. МЕХАНИЗМЫ ОБРАТНОЙ ТРАНСФОРМАЦИИ СЛЮД

В ПРОЦЕССАХ ОБВОДНЕНИЯ

4.3. ПРОМЫСЛОВАЯ РОЛЬ ОБРАТНОЙ ТРАНСФОРМАЦИИ СЛЮД ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

4.4. ПРАКТИЧЕСКИЕ СЛЕДСТВИЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Механизмы и негативные последствия преобразований глинистых минералов группы слюда-смектит при технологиях заводнения коллекторов нефти»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Многолетний опыт эксплуатации крупнейших месторождений нефти в Татарстане и ряде других регионов с применением технологий закачки пресной воды в пласт выявил явления, не объясняемые в рамках традиционной гидродинамики. Происходило снижение фильтрации в терригенном коллекторе, особенно при его высокой глинистости. В толще продуктивного девона Татарстана этот процесс мог иметь катастрофические масштабы. Установлено, что при падении плотности вод пласта до 1,09 г/см песчаник или алевролит, насыщенные нефтью, с глинистостью более 5% переставал участвовать в эксплуатации. Изучения минерального состава коллектора не проводилось, так как главной причиной снижения фильтрации считали эффект набухания глинистого цемента, из-за смены гидрохимии пласта, либо минеральной взвеси, попадающей в коллектор с нагнетаемой водой. Такие эффекты имеют место, но проницаемые породы, на глубинах, превышающих 1,5 км, не могут содержать способного к набуханию смектита (монтмориллонита), включая смешанослойные фазы с его высокой долей. Было показано, что в пластах До-Дз Ромашкинского месторождения, при их глинистости ~ 2,5-5% снижение пористости коллектора за счёт набухания крайне мало. Затем установлен процесс обратной трансформации вторичных слюд (иллита) в исходный смектит за счёт падения концентрации пластовых вод и жизнедеятельности пластовой микрофлоры. Как следствие, в системе растёт доля смектитовых фаз, а частицы слюды расщепляются на блоки, у которых общая поверхность намного выше исходной и несёт высокий заряд, который в отсутствии К1+ не способный компенсироваться. Фиксируясь на неоднородностях пространства пор, они создают при обводнении пласта обратный электроосмотический поток, резко тормозящий фильтрацию.

Предложено много способов противодействия снижению фильтрации, но без учёта специфики техногенных изменений глинистой компоненты их

трудно оптимизировать для разработки конкретных промысловых объектов, так как механизм процесса оставался почти неизученным, и не было методов анализа продуктов обратной трансформации вторичных слюд.

Основная цель диссертационного исследования - выявление механизмов изменений минерального скелета коллектора в ходе обратной трансформации вторичных, образованных из смектита слюд, на различных этапах формирования или эксплуатации нефтяных залежей с применением обводнения для оптимизации технологий добычи нефти и выявления самых ранних, ещё не фиксируемых стандартным ГИС, стадий обводнения по минералогическим критериям.

Основные задачи исследования:

1. Для системы иллит-смектит разработать метод получения «разностных спектров» и провести их теоретический расчёт в реальном диапазоне концентраций компонент смектита (рБ) и слюды (рМ) при факторе ближнего порядка Я = 0; 1; 2; 3 и сеткой 1 НгО или 2 Н20 в межслоевом пространстве.

2. Провести анализ параметров разностных спектров от реальных пород на различных этапах их обводнения.

3. Разработать механизм формирования фаз с Я = 0 и Я = 3, в ходе реализации технологий обводнения.

4. Предложить механизм образования фаз сЯ = 1 иЯ = 2в объектах из зон позднего катагенеза.

Научная новизна:

1. Показано, что процедура применения разностных спектров в анализе структуры смешанослойных фаз в гетерогенных природных системах освобождает от требования полной статистической однородности параметров для чередования пакетов из разных слоёв; определены величины, характеризующие разностные спектры: минимум (с1тш), максимум (<1тах), высота нулевой линии Ьт. для различных структур; установлено, что только для коллекторов,

испытавших наложенные процессы, разностные спектры имеют дополнительные экстремумы: минимумы - с1тщ и максимумы - <1тах .

2. Анализом разностных спектров глинистой фракции многих образцов из частично обводнённых пластов установлено, что при Я Ф 0 и найденном по <1тщ = f (рМ) значении рМ положения локальных максимумов <1тах на экспериментальном спектре, всегда попадают точно на кривые с1тах = Г (рМ) или для фаз с 1 Н20, или для фаз с 2 Н20, в отличие от Я = 0, где точки с координатами <1тах и рМ локализованы между ними, дано объяснение.

3. В дифракции разрыв частиц вторичных слюд по границам между отдельными наноблоками проявляется как появление фазы иллит-смектит с фактором Я = 3 и разным числом сеток Н20, что подтверждает возможное проявление в ходе двухфазной фильтрации перколяционных эффектов и служит главным диагностическим критерием интенсивного обводнения.

4. Показано, что сильно обводнённые зоны коллекторов содержат как сохранившиеся на месте, так и перемещённые потоком продукты обратной трансформации слюд с широким, почти непрерывным спектром изменений в содержании компоненты смектита.

5. Установлено, что появление структур 1 исК = 2 фиксируется по разностным спектрам даже при отсутствии выраженных сверхпериодных отражений на картинах базальной дифракции, оно задаётся ростом винтовых дислокаций в условиях позднего катагенеза.

Практическая значимость:

Методом разностных спектров установлено, что в ходе обводнения пластов изменения структуры минеральных фаз происходят раньше, чем появление воды может фиксироваться стандартными методиками ГИС. В принципе, это позволяет прогнозировать участки прорыва воды в эксплуатируемый коллектор с целью их блокирования для снижения обводнённости добываемого продукта. Осуществлён анализ минералогических причин как позитивных, так и негативных последствий применения известных методов

повышения КИН, что поможет оптимизировать выбор технологий добычи нефти с использованием заводнения на конкретных промысловых объектах.

Защищаемые положения:

1. Разработана методика определения основных структурных параметров смешанослойных фаз иллит-смектит разной степени упорядоченности, возникающих на уровне примесей при обводнении нефтяных коллекторов, когда в неравновесной системе применение известных процедур фитинга спектров дифракции не вполне корректно, и на её основе подтверждён экспериментально эффект разрыва частиц вторичных слюд по границам наноблоков с образованием упорядоченных фаз с R = 3.

2. Выявлены механизмы последовательного формирования смешанослойных фаз иллит-смектит при обводнении, которые можно обнаружить намного раньше, чем появление воды в локальной зоне пласта по данным стандартного ГИС, и установлено совместное присутствие упорядочено смешанослойных фаз, где каждая слоёвая последовательность с R = 3, R = 2, R = 1, в отличие от фаз с R = 0, имеет лабильные пакеты или только с одной, или только с двумя сетками Н20, что служит экспериментальным подтверждением эффекта перколяции, когда при двухфазной фильтрации вода и нефть движутся по независимым локальным каналам, создавая гетерогенную пористую среду.

3. На основании полученных в ходе исследований, как и установленных ранее, представлений о причинах снижения фильтрации при реализации заводнения продуктивных пластов, дан анализ эффективности используемых технологий повышения нефтедобычи, которые создавались и применялись без учёта возможности изменений структуры глинистой составляющей эксплуатируемых коллекторов.

Апробация работы и публикации. Основные положения работы докладывались на IX научно-практической конференции к 50-летию НГДУ «Джалильнефть» ( Джалиль, 2009), «Clay, clay minerals and layered materials -

CLML 2009» (Москва, 2009), 1-й Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» (Пермь, 2010), Международной научно-практической конференции, посвящённой 100-летию рождения академика Трофимука «Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья» (Казань, 2011), XI молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (Джалиль, 2011), II Российском рабочем совещании «Глины и глинистые минералы» (Москва, 2012), «Clay, clay minerals and layered materials-CLML 2013» (Санкт-Петербург, 2013). Результаты исследований отражены в 5 опубликованных в рецензируемых научных изданиях, рекомендуемых ВАК РФ статьях, и 9 работах, опубликованных в сборниках материалов научных конференций

Фактический материал. Диссертационная работа построена на основании научных исследований автора в области минералогии и геологии месторождений нефти Татарстана и ряда объектов в Западной Сибири. Было проанализировано около сотни образцов керна из терригенных отложений продуктивного девона Татарстана, меловых и юрских отложений Западной Сибири. Использовался комплекс минералогических, литологических и петрофизических методов. Для изучения структуры глинистой компоненты и минерального состава пород применялась рентгеновская дифрактометрия на ориентированных препаратах из фракции < 2,5 мкм.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения. Материал изложен на 106 страницах, включает 45 рисунков и 1 таблицу. Список литературы, охватывая зарубежные публикации, содержит 55 наименований.

Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук Кринари Георгию Александровичу. Автор признателен доктору физико-математических наук, профессору М.Г. Храмченкову, доктору геолого-

минералогических наук, профессору В.П. Морозову за помощь в анализе фактического материала и ценные советы при обсуждении научной работы, также ведущему инженеру Г.М. Ескиной за большую помощь в проведении рентгенографических исследований.

1.ОБЪЕКТЫ, МЕТОДИКА ИЗУЧЕНИЯ И СПЕЦИФИКА СОСТАВА МИНЕРАЛОВ В НЕФТЕНОСНЫХ

ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ

1.1 .ОБЪЕКТЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Объектом исследований послужил керновый материал, отобранный из некоторых продуктивных пластов Д0 и Д1 ряда площадей Татарстана, вскрываемых при уплотнении сетки эксплуатационных скважин либо при бурении дублёров нагнетательных скважин. Кроме того, использован доступный нам керн из ряда мест Западной Сибири. Изученные образцы представляют следующие площади: Челнинская, Восточно-Сулеевская, Абдрахмановская, Алькеевская, Сармановская, Федотовская, Холмовская, Чишминская, Комаровская, Восточно-Лениногрская, Зеленогорская, Кра-пивинская, Уренгой, Восточно-Перевальное, Нивгальская. Рабочие номера всех изученных образцов, привязки, наличие и степень обводнения коллектора, фиксируемого как данными геофизических исследований скважин (ГИС), так и изменением структуры фаз иллит-смектит сведены в таблицу 1.1. В ней интерпретация ГИС ранжировалась на группы: нефть, нефть + вода, вода + нефть. По результатам анализа смешанослойных фаз выделены три стадии обводнения: отсутствует (нет), слабое (фиксируются фазы с Я = 3), сильное - фиксируются фазы с преобладанием компоненты смектита (см. главу 4).

Основным методом исследования была рентгеновская дифрактометрия. Для изготовления ориентированных препаратов сначала керн перетирался в ступке до состояния порошка, после чего порошок помещался в колбу и заливался дистиллированной водой с перекисью водорода. Раствор в колбе перемешивался стеклянной палочкой в течение 1-2 недель по истечении которых из него переставали выделяться пузырьки СОг, что означало полное удаление примеси органики. После этого раствор разливался по четырем

Таблица 1.1.

Список образцов, на которых изучалась глинистая фракция пород.

№ пп № лаб. Площадь Ромашкинского месторождения Сква жина Интервал Порода Флюид, наличие и стадии заводнения

по данным ГИС по структуре иллит-смектит

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1. М1 Челнинская 69168 1724-1730 песчаник нефть нет

2. М2 В.Сулеевская 30091 1878-1883 песчаник нефть + НгО Ы=3 слабое

3. мз Абдрахманов 24156 1769-1774 песчаник нефть нет

4. М4 Алькеевская 30304 1806-1811 песчаник нефть Я=3 слабое

5. М5 Алькеевская 5454д 1775-1782 песчаник нефть нет

6. Мб Алькеевская 5454д 1775-1782 песчаник нефть + Н2О Я=3 слабое

7. М8 Алькеевская 5454д 1775-1782 песчаник Н20 + нефть рБ>0.5 сильное

8. М9 Алькеевская 5454д 1775-1782 песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

9. М10 Алькеевская 5454д 1775-1782 песчаник алев. нефть+Н20 слабое

10. М11 Алькеевская 5454д 1770-1775 песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

11. М12 Алькеевская 5454д 1770-1775 песчаник нефть Я=3 слабое

12 М13 Сармановск 22245 1782-1789 песчаник нефть 11=3 слабое

13. М14 Сармановск 22245 1782-1789 песчаник нефть нет

14. М15 Холмовская 31015 1806-1811 аргиллит нет

15. М16 Сармановск 22245 1705-1708 песчаник нефть нет

16. М19 Холмовская 6905д 1801-1808 песчаник нефть Я=3 слабое

17. М20 Холмовская 6905д 1801-1808 песчаник Н20 + нефть рБ>0.5 сильное

18. М21 Алькеевская 30304 1806-1811 песчаник нефть Я=3 слабое

19. М23 В.Сулеевская 30091 1878-1883 песчаник нефть Я=3 слабое

Продолжение таблицы 1.1.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

20. М24 Абдрахманов 24156 1769-1774 песчаник нефть нет

21. М26 Сармановск 12139 1756-1762 песчаник нефть Я=3 слабое

22. М27 Сармановск 11909 1748-1755 песчаник нефть Я=3 слабое

23. М130 Сармановск 12130 аргилит Н20 + нефть Я=3 сильное

24. мзо Сармановск 12139 аргилит

25. М32 Федотовская 3923 1782-1789 песчаник Н2О + нефть сильное

26. мзз Холмовская 31015 1811-1816 песчаник нефть Я=3 слабое

27. М35 Холмовская 31015 1811-1816 песчаник нефть Я=3 слабое

28. М37 Холмовская 31015 1811-1816 песчаник нефть Я=3 слабое

29. М38 Холмовская 31015 1811-1816 песчаник нефть я=з слабое

30. М39 Холмовская 31015 1811-1816 песчаник нефть нет нет

31. М41 Чишминская 21917 1808-1815 песчаник нефть нет нет

32. М42 -« - - « - 1808-1815 песчаник нефть слабое

33. М43 -«- -«- 1808-1815 песчаник нефть Я=3 слабое

34. М44 - «- -«- 1808-1815 песчаник нефть Я=3 слабое

35. М45 -« - - « - -«- песчаник нефть Ы=3 слабое

36. М46 - « - - «- 1815-1822 песчаник нефть+Н20 К=3 слабое

37. М47 -«- -«- -«- песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

38. М49 -«- -« - 1828-1834 Пес.глин.алевр нефть+Н20 Я=3 слабое

39 8аг01 Сармановск 22245 1710-1715 песчаник нефть Я=3 слабое

40 Баг02 Сармановск 22245 1710-1715 песчаник нефть Я=3 слабое

41 ЭагОЗ Сармановск 22245 1710-1715 песчаник нефть Я=3 слабое

42 Эаг04 Сармановск 22245 1710-1715 песчаник нефть Я=3 слабое

43. 8аг05 Сармановск 22245 1715-1720 песчаник нефть+Н20 Я=3 слабое

Продолжение таблицы 1.1.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

44 8аг06 Сармановск 22245 1715-1720 песчаник нефть+Н20 11=3 слабое

45 Баг07 Сармановск 22245 1715-1720 песчаник нефть+Н20 Я=3 слабое

46 8аг10 Сармановск 22245 1715-1720 песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

47 М245 Сармановск 22245 1702,5 глина вязкая р8»0.5 пепел

48 М797 Сармановск 11797 1700,5 глина вязкая р8»0.5 пепел

49 СЬЗб Комаровская 899к Д1 песчаник нефть Я=3 слабое

50 СЬ40 Комаровская 899к Д1 песчаник нефть Я=3 слабое

51 СЬ49 Вост.Лениног. 18588 Д1 песчаник нефть нет нет

52 СЬ57 Комаровская 29004 Д1 песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

53 СЬ63 Комаровская 29004 Д1 песчаник нефть Я=3 слабое

54 W-15 Абдрахманов. 3260Д 1656,5 песчаник нефть нет нет

55 \V-24 Абдрахманов. 3260д 1662,0 песчаник нефть+Н20 р8>0.5 сильное

56 W-28 Абдрахманов. 3260Д 1668,0 песчаник нефть+Н20 р8>0.5 сильное

57 W-29 Абдрахманов. 3260Д 1675,1 песчаник нефть Я=3 слабое

58 W-38 Абдрахманов. 3260Д 1683,5 песчаник нефть+Н20 р8>0.5 сильное

59 Ш>1 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть+Н20 р8>0.5 сильное

60 Ш1-3 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть Я=3 слабое

61 Ш1-6 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть нет нет

62 №8 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть нет нет

63 Б01-9 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть нет нет

64 БШ-10 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть Я=3 слабое

66 Ш1-11 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть я=з

67 Юг-12 Зеленогорская 8656д Д1 песчаник нефть я=з слабое

68 Виё 2Д1 Д1 песчаник Н20 + нефть р8»0.5 очень сильное

Продолжение

1 2 Западная Сибирь 4 5 6 7 8 9 + КфЗ

69 КЗ 472 Крапивинская 472 2739 алевролит нефть нет нет

70 К4472 Крапивинская 472 2737 песчаник м.з. нефть нет нет

71 К5472 Крапивинская 472 2735 алевролит нефть нет тосудит Я1,112

72 0ь01 Уренгой 6263 2818-2820 алевролит нефть нет ректорит +3 Ш

73 ОЬ02 Уренгой 6279 2820-2822 песчаник м.з. нефть нет нет

74 ОЬОЗ Уренгой 6279 2820-2822 песчаник нефть нет нет

75 311-1а Вост. Перевальн. 311 2404,1м алевролит нефть Л=3 слабое тосудит

76 311-13 Вост. Перевальн. 311 2408 песчаник нефть+Н20 я=з слабое

77 311-17 Вост. Перевальн. 311 2410 песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

78 291-10 Вост. Перевальн. 291 2384 песчаник Н20 + нефть р8>0.5 сильное

79 291-15 Вост. Перевальн. 291 2387 песчаник нефть нет нет

80 N210 Нивгальская 200р 2989 песчаник нефть нет КЛ

81 N214 Нивгальская 200р 2990 песчаник нефть нет Ю, ЗЫ2

82 N216 Нивгальская 200р 2991 песчан. слоист нефть нет Я1, ЗВ2

83 N219 Нивгальская 2061 2785 песчан. слоист нефть нет Ректор., Ю, Я2

84 N359 Нивгальская 200р 2969 песчан. слоист нефть нет тосудит Я1, Ы2

85 N361 Нивгальская 200р 2971 песчан. слоист нефть нет Ю, Я2

86 N376 Нивгальская 3346 2785 песчаник м.з. нефть нет 2Ю, 2К2

87 N419 Нивгальская 3346 2787 песчаник м.з. нефть нет Ю,Я2

88 N610 Нивгальская 3346 2790 песчаник м.з. нефть нет 2Ю, 2К2

89 N915 Нивгальская 3346 2792 песчаник м.з. нефть нет 3112

90 N959 Нивгальская 3346 2794 песчан. слоист нефть нет тосудит Ш, Я2

91 N963 Нивгальская 3346 2795 песчан. слоист нефть нет тосудит Я1, Я2

Обозначения: 11=3 - появление фаз с 11=3; р8>0.5 - появление фаз с преобладанием компоненты смектита.

колбам, к каждой из которой было прикреплено стекло размером 2x2 см. Четыре колбы помещались в центрифугу на 40 минут, после чего из них аккуратно доставались препараты с плёнкой фракции менее 2,5 мкм.

Далее с препаратов регистрировались спектры в их воздушно-сухом состоянии, затем после насыщения этиленгликолем, а при необходимости -прокаливании при температуре 350° С. Дифрактограммы регистрировались в линейной шкале модуля дифракционного вектора [г] в интервале обратных межплоскостных расстояний от 0,02 до 0,42 1/А, с шагом 0,0008 1/А. Съемка осуществлялась на автоматическом модифицированном дифрактометре на базе серийного ДРОН-ЗМ, и на порошковом дифрактометре «8Ытас1ги» 7.0. При необходимости использовался режим многократного накопления спектра, что позволило надежно идентифицировать кристаллические фазы с низкой концентрацией, не превышающей 0,0п% [10].

Обработка и интерпретация совокупности дифракционных спектров как базальных, так и небазальных отражений от каждого препарата проводилась с помощью интерактивной компьютерной системы «хгаи1;оо1» [10], которая ориентирована на изучение минерального состава осадочных горных пород и почв с использованием всех использованных методик. Помимо обычных у подобных систем процедур - выделения линии фона, подавления шумовой составляющей, расчёта интегральных и пиковых интенсивностей рефлексов, определения межплоскостных расстояний, обращения к специализированной для осадочных пород и почв базе данных она позволяет проводить сложение и вычитание спектров нормированных по точке, принимаемой за «нулевую». Кроме того, для каждого базального рефлекса предусмотрена визуализация положений других порядков отражений от данной фазы, что значительно упрощает задачу оценки гомогенности отдельных глинистых минералов, как и выявления смешанослойных фаз. По мере необходимости проводилось и петрографическое изучение пород-коллекторов в прозрачных шлифах. По возможности, использовались результаты определения проницаемости и пористости терригенных горных пород.

2.1. СПЕЦИФИКА СОСТАВА И ГЕНЕЗИСА МИНЕРАЛОВ В НЕФТЕНОСНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ

Терригенные (или обломочные) горные породы, в которых локализуются залежи природных углеводородов, представлены песчаниками и алевролитами. По составу породообразующих компонентов среди них выделяются кварцевые, аркозы - доминируют полевые шпаты, и граувакки -преобладают обломки пород тонкозернистой структуры. После завершения седиментогенеза и диагенеза большинство осадочных толщь подвергается вторичному изменению, эпигенезу. Он может быть фоновым, связанным только с погружением в зону повышенных РТ параметров - катагенез, или наложенным, связанным с воздействием разных внешних факторов [37]. В нефтеносных толщах важную роль в таком эпигенезе играют явления, обязанные появлению специфичных биоценозов, реализующих биохимии-ческие (биокосные - по Вернадскому) воздействия на минеральный скелет породы, также изменяющие и саму нефть. Наиболее интенсивно они идут на участках пласта, где вода и нефть находятся в соизмеримых количествах, т.е. в зонах древних или современных водо-нефтяных контактов - ВНК. В предельно насыщенных нефтью породах остаточные воды быстро насыщаются по всем компонентам и биохимические процессы затухают [27].

Многолетний опыт минералогических и литологических исследований на нефтепромысловых объектах Татарстана, и Западной Сибири позволил установить минералогические критерии для диагностики процессов, сопровождающих основные этапы формирования, разработки, природного или техногенного разрушения нефтяных залежей [12]. Основная информация об изменениях минерального состава пород получена на основе исследований, проведённых на кафедре минералогии и литологии К(П)ФУ как традиционными, так и нетрадиционными методами порошковой рентгеновской дифрак-тометрии, включая выявление типоморфных малых примесей способом сум-

мирования дифракционных спектров от валовых порошковых проб. По их данным выделена последовательность стадий в истории залежей нефти [2].

Первая «стадия кислотного разложения» предшествует приходу в пласт самой нефти. При формировании залежи образуется газовая шапка, которая обеспечивает рост концентрации (СОз)" в растворе за счёт биохимического окисления нефти. В состав газов, кроме лёгкой компоненты нефти, может в некоторых случаях входить метан. В Татарстане он генерируется угленосной толщей бобриковского горизонта [13]. Занятый газом объём может долго сохраняться лишь при наличии непроницаемой покрышки, за время их существования при низких значениях рН значительная доля пелитоморфного кальцита цемента песчаников растворяется. Минералогическим критерием интенсивности реализации этой стадии служит образование упорядоченного каолинита по полевым шпатам при сохранении первичного или аутигенного доломита.

Биохимическое окисление нефти является экзотермической реакцией, превращая формируемую залежь нефти в топливный элемент, что сопровождается разогревом вмещающих пород и появлением электрического поля [35]. В итоге могут возникать минералы, обычно специфичные лишь для гидротермальных систем.

Вторую стадию можно назвать «биохимической деградацией», когда в реакционной зоне подвижного ВНК максимально реализуется биохимии-ческое разложение доломита, кварца полевых шпатов и большинства иных аллотигенных силикатов. Сидерит и фемические минералы пирокластики сохраняются за счёт образования на их поверхности плёнки оксидов железа [27]. Наименее устойчивым к такому разложению слоистым силикатом является каолинит, наиболее устойчивым - мусковит. Из полевых шпатов ортоклаз устойчивее микроклина [11], поэтому в пелитовой фракции пород содержащих нефть он почти отсутствует. Главным агентом разложения силикатов являются не простые органические кислоты, а высокомоле-

кулярные соединения [11]. Процесс сопровождается повышением рН как за счёт появления в растворе щелочных катионов, так и, возможно, за счёт связывания части воды биохимическими реакциями, поскольку состав добываемых нефтей обычно обогащён водородом. Биокосная деградация силикатов иногда может быть настолько интенсивной, что глинистые алевролиты не дают отражений от глинистых минералов, и содержат только слабо кристаллизованные фазы кремнезёма и глинозёма, и корродированный кварц [34]. Это имеет двоякое последствие: с одной стороны, растворение дисперсного микроклина повышает открытую пористость пород, но каолинитизиро-ванные крупные зёрна КПШ теряют свою механическую прочность, что при снижении пластового давления иногда ведёт к «сжатию» пласта и частичной потере его коллекторских свойств. Другим критерием падения давления служит аутигенный кальцит в песчаниках, исходно лишенных карбонатов.

Появлению вне реакционной зоны ВНК области пересыщения системы по некоторым компонентами отвечает третья «стадия аутигенеза». Её фиксирует появление в образце специфичных аутигенных минералов, в основном акцессорных. Некоторые из них представляют соединения А13+ в октаэдрической координации. К ним относятся основные карбонаты: скарброит А1]4(ОН)з6(СОз)2, много реже давсонит ЫаА1[(0Н)2С03]; основные сульфаты А13+, образующие единый генетический ряд: группа алюминита А12[(0Н)4804]*7Н2С> - гидробазалюминита АЦ[(0Н)ю804]*36Н20 и базалю-минита А14[(0Н)ю804]*5Н20, устойчивые при значений рН 6,2-7,8 как и алунит КА13[(ОН)б (804 )2], возникающий при низких величинах рН. Кроме них встречаются полиморфные модификации А1(ОН)3: гиббсит, баерит, бёмит, требующие для кристаллизации ещё более низких значениях рН. Прослеживается обратная зависимость концентрации этих минералов от содержания в породе аллотигенных силикатов. Источником свободного глинозёма могут быть только глинистые минералы и полевые шпаты. Такие силикаты как палыгорскит и сепиолит, встречающиеся иногда в заметных

концентрациях, обычно являются аутигенными минералами и возникли за счёт продуктов биокосного разложения породообразующих силикатов. Аутигенными минералами создаются зоны вторичной цементации, которые вместе с зонами разуплотнения связаны с уровнем древних или современных ВНК. Локализацию зон вторичной цементации задаёт, прежде всего, величина рН, которая возрастает при насыщении системы щелочными катионами, достигая значений рН =12, что фиксирует появление брусита [14].

Заметную роль в геологической истории залежей нефти играет пирокластический материал, поступавший в бассейн седиментации периодически [13]. Появление «пепловых горизонтов», если они залегают среди аргиллитов и представлены, в основном, мало изменённым монтмориллонитом и цеолитами, в значительной степени повышают экранирующие свойства покрышек. Примером является слой вязкой глины среди толщи «кыновских» аргиллитов, который служит региональной покрышкой для отложений продуктивного девона на территории Татарстана [13].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рахматулина, Юлия Шамилевна, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Айлер Р. Химия кремнезёма / Р. Айлер. - М.: Мир, 1982. - С. 416.

2. Ахметов Н.З. Возможности предварительной оценки продуктивности карбонатных коллекторов по литолого-минералогическим данным / Н.З. Ахметов, А.И. Бахтин, Т.Л. Васильева, Э.А. Королёв, Г.А. Кринари, В.П. Морозов, С.Н. Пикалев, А.Х. Сафин // Георесурсы, 2001. - № 2 [6].-С. 8-15.

3. Гиниятуллин К.Г. Необратимая фиксация органических компонентов в лабильных промежутках как механизм кинетической стабилизации глиноорганических структур / К.Г. Гиниятуллин, A.A. Шинка-рев (мл), A.A. Шинкарев, Г.А. Кринари, Т.З. Лыгина, A.M. Губайдуллина,

A.Г. Корнилова, Л.В. Мельников // Почвоведение, 2012. - № 11.- С. 1211 -1225.

4. Дерягин Б.В. Поверхностные силы / Б.В. Дерягин, Н.В. Чураев,

B.М. Муллер. - М.: Наука, 1987. - С. 398.

5. Дриц В.А. Рентгеноструктурный анализ смешанослойных минералов / В.А. Дриц, Б.А. Сахаров // Труды ГИН, вып. 295. - М.: Наука, 1976.-С. 256.

6. Дриц В.А. Глинистые минералы: Смектиты, смешанослойные образования / В.А. Дриц, А.Г. Коссовская. - М.: Наука, 1990. - С. 206.

7. Дриц В.А. Глинистые минералы: слюды, хлориты / В.А. Дриц, А.Г. Коссовская. -М.: Наука, 1991.-С. 175.

8. Жухлистов А.П. Диоктаэдрические слюды с вакантными цис- и транс-октаэдрами по данным дифракции электронов / А.П. Жухлистов // Материалы Международной научной конференции «Спектроскопия, рентгенография и кристаллохимия минералов». - Казань: Плутон, 2005. -

C. 88 - 90.

9. Звягин Б.Б. Электронография и структурная кристаллография глинистых минералов / Б.Б. Звягин. - М.: Наука, 1964. - С. 280.

10. Кринари Г.А. Высокочувствительная рентгеновская порошковая дифрактометрия - методические основы и пути практического использования / Г.А. Кринари, Э.И. Акдасов, A.B. Семёнов // Спектроскопия, рентгенография и кристаллохимия минералов. - Казань: Изд-во КГУ, 1997. -С. 57-67.

11. Кринари Г.А. Абиогенная и биогенная деградация минералов: различия, механизмы и практические приложения / Г.А. Кринари, К.Г. Гиниятуллин, A.A. Шинкарёв // Записки ВМО, 2005. - Т. CXXXIV, № 1. - С. 17-32.

12. Кринари Г.А. История и механизмы формирования залежей нефти в карбонатных породах по минералого-литологическим данным / Г.А. Кринари, Г.М. Ескина, А.Н. Кольчугин, Э.А. Королев, В.П. Морозов // Литосфера.-2013.-№ 1.-С. 146-157.

13. Кринари Г.А. Вулканокластический материал в палеозойской толще Татарстана: методы выявления и роль в нефтедобыче / Г.А. Кринари, Э.А.Королёв, С.Н. Пикалёв // Литосфера, 2003. - № 1.- С. 4 - 12.

14. Кринари Г.А. Биогенные механизмы формирования вторичных доломитов с аномально высокой пористостью / Г.А. Кринари, В.П. Морозов, Э.А. Королев, С.Н. Пикалев // Литосфера. - 2004. - № 1. - С. 31 - 40.

15. Кринари Г.А. Дисперсные силикаты в изолированных опреснённых бассейнах аридных зон и седиментационная цикличность / Г.А. Кринари, Т.В. Ольнева, С.Н. Седов // Литология и полезные ископаемые, 1999.-№3.-С. 27-37.

16. Кринари Г.А. Минералогические изменения в коллекторах нефти при их обводнении / Г.А. Кринари, Ю.Ш. Рахматулина // Нефтяное хозяйство, 2013. - № 6. - С. 56 - 59.

17. Кринари Г.А. Иллитизация смектита как биокосный процесс / Г.А. Кринари, М.Г. Храмченков // Докл. РАН, 2005. - Т. 403. - №5. - С. 664 -669.

18. Кринари Г.А. Трёхмерная структура вторичных слюд осадочных пород: особенности и механизмы формирования / Г.А. Кринари, М.Г. Храм-ченков // Докл. РАН, 2008. -Т.423. - № 4. - С. 431 - 437.

19. Кринари Г.А. Образование и миграция природных наночастиц в нефтяных пластах / Г.А. Кринари, М.Г. Храмченков. - Казань: Изд-во Казанского университета, 2008. - С. 285

20. Кринари Г.А. Обратная трансформация вторичных слюд осадочных пород: механизмы и приложения / Г.А. Кринари, М.Г. Храмченков // Докл. РАН, 2011. - Т. - 436 № 5. - С. 674 - 679.

21. Кринари Г.А. Механизмы обратной трансформации вторичных слюд по структурным изменениям фаз иллит-смектит / Г.А. Кринари, М.Г. Храмченков, Ю.Ш. Рахматулина // Докл. РАН, 2012. - Т. 452. - № 4. - С. 431 -437.

22. Кринари Г.А. Причины и механизмы разрушения стенок скважин в кыновских глинах / Г.А. Кринари, М.Г. Храмченков, Р.З. Мухаметшин // Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология, 2001. - № 4. - С. 15 - 22.

23. Муслимов Р.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований / Р.Х. Муслимов, В.Н. Долженков, Н.Х. Зиннатуллин // Нефтяное хозяйство, 1987. -№ 1.-С. 23-31.

24. Муслимов Р.Х. Оживление глиносодержащих пластов на Ромашкинском нефтяном месторождении / Р.Х. Муслимов, Р.З. Мухаметшин, В.Н. Долженков, Э.И. Сулейманов, Г.А. Кринари, Е.А. Юдинцев // Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона. - Казань: Новое Знание, 1998. - С. 207-211.

25. Рахматулина Ю.Ш. Роль механизмов образования вторичных слюд на характер структуры фаз иллит-смектит при обводнении коллекторов

/ Ю.Ш. Рахматулина, Г.А. Кринари // Георесурсы, 2013. - №1 (53). - С. 41 -44.

26. Рахматуллина Ю.Ш. Выявление начальных стадий обводнения продуктивных коллекторов по изменениям структуры вторичных слюд / Ю.Ш. Рахматулина, Г.А. Кринари // Георесурсы, 2012. - №2(44). - С. 35 - 39.

27. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей / P.C. Сахибгареев. - Л.: Недра, 1989.-С. 260.

28. Солотчина Э.П. Структурный типоморфизм глинистых минералов осадочных разрезов и кор выветривания / Э.П. Солотчина. - Новосибирск: Акад. Изд-во «Гео», 2009. - С. 234.

29. Хавкин А .Я. Особенности разработки нефтяных месторождений

с глиносодержащими коллекторами / А.Я. Хавкин, А.Г. Ковалёв, В.В. Кузнецов // ВНИИОЭНГ Обзорная информация. - М. 1990. - С. 53.

30. Хирт Дж. Теория дислокаций / Дж. Хирт, И. Лоте. - М.: Атомиздат, 1972. - С. 599.

31. Храмченков М.Г. Элементы физико-химической механики природных пористых сред / М.Г. Храмченков. - Казань: Изд-во Казанского математического общества, 2003. - С. 180.

32. Храмченков М.Г. Изучение структурных особенностей и термодинамическая модель фильтрационных свойств глинистых пород / М.Г. Храмченков, М.В. Эйриш, Ю.А. Корнильцев // Геоэкология, 1996. - №5. -С. 65-73.

33. Чураев Н. Н. Физико-химия процессов массопереноса в пористых телах / H.H. Чураев. - М.: Химия, 1990. - С. 272.

34. Шайдуллин И.А. Смещения зон ВНК в отложениях бобри-ковского горизонта Татарстана: причины, механизмы и последствия / И.А. Шайдуллин, Г. А. Кринари // Учёные записки Казанского федерального университета. Естественные науки, 2011. - Том 153, кн. 3 - С. 3 - 11.

35. Швыдкин Э.К. Геофизические и геохимические технологии прогноза и оценки нефтеносности перспективных объектов / Э.К. Швыдкин, А.С. Якимов, В.А. Вассерман. - Казань: ЗАО «Новое знание», 2008. - С. 164.

36. Эйриш М.В. О природе сорбционного состояния катионов и воды в монтмориллоните / М.В. Эйриш // Коллоидный журнал, 1964. - Т. 26. -№ 5. - С. 633-639.

37. Япаскурт О.В. Предметаморфические изменения осадочных пород в стратосфере: процессы и факторы / О.В. Япаскурт. -М.: Геос. - 1999. - С. 260.

38. Bethke С. М. Layer-by-layer mechanism of smectite illitization and application to a new rate law / С. M. Bethke, S. P. Altaner // Clays and Clay Minerals, 1986. - V. 34. - P. 136 - 145.

39. Billault. V. Crystal chemistry of Fe-sudoites from Uranium deposits in the Athabasca basin (Saskatchewan, Canada) / V. Billault, D. Beaufort, S. Petit // Clays and Clay Minerals, 2002. - V. 50. - P. 70 - 81.

40. Dainyak L.G. Drits V.A., Zviagina B.B., Lindgreen H. Cation redistribution in the octahedral sheet during diagenesis of illite-smectites from Jurassic and Cambrian oil source rock shales // American Mineralogist - 2006. -V. 91.-P. 589-600.

41. Dong. H. Phase relations among smectite, R1 illite-smectite, and illite / H. Dong, D. R. Peacor, R. L. Freed // American Mineralogist, 1997. - V. 82.-P. 379-391.

42. Drits, V. A. Sequential structure transformation of illite-smectite-vermiculite during diagenesis of Upper Jurassic shales from the North Sea and Denmark / V.A. Drits, B. A. Sakharov, A.L. Salyn // Clay Minerals, 1997. - V. 32. -P. 351 -371.

43. Drits V.A. X-ray Diffraction by Disordered Lamellar Structures / V. A. Drits, C. Tchoubar. - Berlin: Springer-Verlag, 1990. - P. 242.

44. Dudek T. Thickness distribution of illite crystals in shales. XRD, HRTEM measurements / T. Dudek, J. Srodon, D.D. Eberl, F. Elsass, P. Uhlik // Clays & Clay Minerals, 2002. - V. 50. - P. 85 - 91.

45. Eirish M.V. The role of surface layers in the formation and change of the crystal structure of montmorillonite / M.V. Eirish, L.I. Tretijakova // Clays & Clay Minerals, 1970. - V. 8. - P. 255 - 266.

46. Ferrage E. New Insights on the Distribution of Interlayer Water in Bi-Hydrated Smectite from X-ray Diffraction Profile Modeling of 00L Reflections / E. Ferrage, B. Lanson, N. Malikova, A. Plangon, B.A. Sakharov, V.A. Drits // Chemical material, 2005. - V. 17. - P. 3499 - 3512.

47. Huang W.L. An experimentally derived kinetic model for smectite-to-illite conversion and its use as a geothermometer / W.L. Huang, J. M. Longo, D. R. Peyear // Clays & Clay Minerals, 1993. - V. 41. - P. 162 - 177.

48. Hunt. A. Percolation Theory for Flow in Porous Media / A. Hunt, R. Lection // Ewing Notes Physics 771, - Berlin - Heidelberg: Springer, 2009. - P. 320.

49. Krinari G.A. Artifical Reverse Mica Transformation and its Role in Oil Production / G.A. Krinari, M.G. Khramchenkov, R.Kh. Muslimov // Geo-resources, 2000. - V. 2 [2]. - P. 30 - 37.

50. Lanson B. Decomposition of experimental X-ray diffraction patterns (profile fitting): a convenient way to study clay minerals / B. Lanson // Clays & Clay Minerals, 1997. - V. 40. - No. 1. - P. 40 - 52.

51. Lanson B. Diagenetic smectite-to-illite transition in clay-rich sediments: a reappraisal of x-ray diffraction results using the multi-specimen method / B. Lanson, B.A. Sakharov, F. Claret, V.A. Drits // American Journal of Science, 2009. - V.309. - P. 476 - 516.

52. Sakharov B.A. Determination of Illite-Smectite structures using multispecimen x-ray diffraction profile fitting / B.A. Sakharov, H. Lindgreen, A.L

. Salyn, V.A. Drits // Clays & Clay Minerals, 1999. - V. 47. - No. 5 - P. 555 -566

53. Srodon J. Precise Identification of Illite/Smectite Interstratifications by X-Ray Powder Diffraction / J. Srodon // Clays & Clay Minerals, 1980. - V. 28. -P. 401-411.

54. Srodon J. Illite, in "Micas" / J. Srodon, D.D. Eberl // Reviews in Mineralogy, Bailey S.W. (ed.). Mineralogy Society of America, 1984. - V. 13. - P. 495 - 544.

55. Velde B. The Origin of Clay Minerals in Soils and Weathered Rocks / B. Velde, A. Meunier. - Springer-Verlag. - 2008. - P. 405.