притоков нефти из скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Характерные диагностические признаки альгаритов — их форма (землистые корочки, студенистые желатинообразные массы) и рас- творимость в воде, которая проявляется в липкости, возникающей при смачивании образца водой, в набухании в виде желатинообраз-ной массы.

Б. Класс антраксолитов 1

К классу антраксолитов относятся продукты метаморфизма (выс- шей карбонизации) минералов асфальтового ряда, полностью утра- тившие в процессе превращения основные свойства нефтяных мине- ралов — растворимость в органических растворителях, плавкость, люминесцентное свечение. По внешнему виду и свойствам они почти не отличимы от ископаемых углей (тощих антрацитов), но примыкают к нефтяным битумам по генетическим признакам.

Под названием антраксолитов выделяются антрацитоподобные неплавкие и нерастворимые в органических растворителях разности, занимающие крайнее положение в ряду метаморфизма битумов.

Содержание углерода в антраксолитах превышает обычно 90%, а водорода — менее 5%. При нагревании антраксолиты не образуют жидких продуктов дистилляции.

В свежем состоянии антраксолиты представляют собой твердую однородную массу с блестящим раковистым изломом, не изменя- ющуюся заметно при нагревании и выгорающую медленно, без пламени. Органические растворители и водные щелочи не окраши- ваются при нагревании. Условия нахождения антраксолитов резко отличны от нормальных условий нахождения нефтяных битумов. Районы распространения антраксолитов, как правило, не связаны с

нефтеносными территориями и характеризуются проявлениями

магматизма, а также нередко высокой метаморфизацией вмещающих пород. Масштабы проявлений антраксолитов обычно очень незна-

чительны и форма включений жильная.

В классе антраксолитов выделяются низшие антраксолиты, антраксолиты средней степени метаморфизма, высшие антраксолиты (шунгиты).

Низшие антраксолиты твердые, черные, с блестящим раковистым изломом. Твердость по Моосу 2—3. Плотность 1,3—1,4г/«8. Со- держание водорода 3—5%, углерода от 88—90 до 92—93%. Встре-

1 Описание класса дается по В. А. Успенскому, О. А. Радченко и др. (1964).

чаются обычно в связи с изверженными породами и минеральными жилами гидротермального генезиса.

Аптраксолитм средней степени метаморфизма твердые, черные,-с блестящим раковистым изломом. Твердость по Моосу 3—4. Плотность 1,4—1,7 г/смя. Содержание водорода 1—3%, углерода в малосернистых

разностях 93—97%. Встречаются в связи с извержспными породами

или в гидротермальных жилах совместно с различными жильными минералами (кварцем, кальцитом и др.).

Высшие антраксолиты (шунгиты) твердые, черные, с блестящим раковистым изломом. Твердость по Моосу 3—4. Плотность 1,8— 2,0

г/см3. Электропроводные Содержание водорода менее 1%, углерода 96—99%. Встречаются обычно в связи с изверженными породами в древних отложениях, несущих следы высокого метаморфизма (регионального).

§ 3. РАССЕЯННЫЕ (ДИСПЕРСНЫЕ) Г.ИТУМЫ В ГОРНЫХ ПОРОДАХ

При исследовании органических веществ, рассеянных в породе, под битумами понимают ту часть веществ, которая растворима в органических растворителях. II. Б. Вассоевич предлагает именовать такие битумы не рассеянными, а дисперсными. Первый термин указывает на процесс рассеивания, которого в природе могло и не происходить, в то время как второй указывает лишь на фактическое состояние битумов в породе. С этой точки зрения термин, предложен- ный Н. Б. Вассоевичем, удачнее.

Битум, извлекаемый из измельченной породы органическими рас- творителями без кислотной обработки последней, получил название

свободного битума или битума А. Вещества, получаемые из породы

дополнительно после ее кислотной обработки (10%-ной НС1), назы- ваются битумом С.

Термин дисперсные битумы Н. Б. Вассоевич в недавнее время заменил термином битумоиды, что в переводе означает битумопо- добные. В. А. Успенский и О. А. Радченко предложили термин битумогены. Термин битумоиды (в аналитическом смысле) приме- няется многими геологами-геохимиками и введен В. А. Успенским в «Руководство но анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород» («Недра», 1966), однако в большей части битуми- нологических лабораторий СССР применяют термин битумы (в ана- литическом смысле) или битуминозные вещества (в генетическом смысле); последний используется и во ВНИГНП.

В настоящее время дисперсные рассеянные битумы обнаружены почти во всех отложениях — от современных осадков до докембрий- ских отложений включительно. Они находятся в различных лито- логических разностях — от современных илов до метаморфических и изверженных пород. Несмотря па в общем низкое содержание дисперсных битумов в породах, их общая масса в осадочных породах

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

по Н. Б. Вассоевичу со-

ставляет п • 1013 т. Общее

содержание органического вещества в породах земной

коры составляет по Викману (1956) 6 • 1016m.

Иногда встречаются породы, содержащие

несколько процентов дисперсных битумов (по весу). Характерным при-

мером таких региональных

битуминозных пород, содержащих битум в дис-

персном состоянии, явля-

ются куккерские сланцы силурийского возраста,

развитые вдоль южного побережья Финского за- лива, а также мергели

доманиковой фации девона Урало-Поволжья.

Для характеристики дисперсных битумов часто используют элементарный состав, коэффициенты (компонентный) состав. В дисперсных битумах А и С, так же как и в неф-тях,

основную роль играют углерод и водород. Кроме того, в них, как правило, встречаются кислород, азот и сера. В табл. 22 и 25

представлен элементарный состав битумов различных

районов СССР.

Элементарный состав битума А зависит от ха- рактера растворителей, применяемых для его из- влечения. Н. М. Страхов и К. Ф. Родионова отмечают,

что с уменьшением

107

числа растворителей и выключением наиболее сильно действующих из них общее количество битума резко убывает, битумы из пород

разного петрографического типа становятся все более сходными друг с другом, общая восстановленность их растет.

Выявить индивидуальные химические соединения, входящие в состав дисперсных рассеянных битумов, чрезвычайно трудно. Это объясняется не только сложностью химического анализа их, но и

трудностью извлечения из пород достаточного количества дисперсных битумов. Для характеристики последних очень часто прибегают к групповому компонентному анализу, выделяя в битумах три основные группы веществ: масла, смолы и асфальтены.

Расширенная схема битуминологических исследований осадочных пород, предложенная битумной лабораторией ВНИГНИ 1 и принятая

на Всесоюзном методическом семинаре по лабораторным работам в

1964 г. в Ленинграде, представлена на рис. 26.

К. Ф. Родионова (1967) приводит геохимические показатели, позволяющие, по ее мнению, отличать сингенетичное органическое вещество от смешанного, включающего примесь вторичного (аллох- тонного) битума. Основным показателем К. Ф. Родионова считает групповой состав органического вещества (соотношение битуминозных и небитуминозных компонентов) и обращает особое внимание на содержание хлороформенного экстракта и нем (табл. 23).

Т а б л и ц а 23

1 Основные методы бптуыппологпческих анализов п их интерпретация приведены в книге «Руководство по анализу «битумов» п рассеянного органи- яеского вещества горных пород» («Недра», 1966), а также в книге К. Ф. Родн- оновой «Геохимия рассеянного органического вещества и нефтематерииские породы девонских, отложений Волго-Уральской нефтегазоносиой области» (Труды ВНИГНИ. Изд-во «Недра», 1967).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

что и у соответствующих растворов нефти. Максимум на спектре

люминесценции хлороформенного экстракта располагается в пределах длин волн 400—460 ммк. Наиболее детально изучена масляная фракция битумов. В ней установлены углеводороды, относящиеся к тем же группам, что и углеводороды нефти. Процентное содержание

углеводородов в маслах битумов колеблется в довольно широких пределах — от 40% для песчано-алевритовых пород до 80% для мергелей доманиковой фации Волго-Уральской области. Некоторое

представление об общем содержании углеводородов и их групп в маслах битумов можно получить из табл. 25 и 26.

Проведенными во ВНИГНИ исследованиями К. Ф. Родионовой, Ю. И. Корчагиной и В. В. Ильинской (1963) в значительной мере установлен химический состав нафтено-ароматических фракций масел рассеянных битумов. В своих экспериментах упомянутые авторы

производили хроматографическое разделение масел на активированном силикагеле. Для вытеснения отдельных фракций применялись петролейный эфир, бензол и спирто-бензол. Петролейным эфиром отбирались три фракции: 1) метано-нафтеновая; 2) нафтено-аромати- ческая первая и 3) нафтено-ароматическая вторая. В первой нафтено- ароматической фракции установлены углеводороды гибридного стро- ения с одним ароматическим и одним или двумя нафтеновыми пяти- членными или шестичленными циклами, с относительно короткими

Среднее содержание дисперсных углеводородов в толще карбона Волго-Уральской области (рассчитанное К. Ф. Родионовой по данным компонентного и хроматографичсского анализов)

боковыми цепями (табл. 27). Во второй нафтено-ароматической фракции выявлено присутствие сложной смеси конденсированных цикло- парафинов и нафтено-ароматических углеводородов (табл. 27).

Наличие углеводородов в битумах подтверждается и инфракрасной спектрометрией. В этой области следует отметить работы Е. А. Глебовской. В инфракрасной части спектра нефти или рассеянного битума обнаруживаются сложные спектры с полосами поглощения, характерными для отдельных структурных групп в молекуле.

Наибольшую эффективность этот метод может дать в комбинации с изучением группового углеводородного состава при разделении на узкие фракции. На рис. 27 и 28 приведены спектры пропускания в инфракрасной области для нефти и рассеянного битума.

В отдельных случаях современными методами исследования в би- тумах удается установить и некоторые индивидуальные углеводо- роды. Например, А. А. Ильина, изучая спектры люминесценции битумов, установила присутствие в некоторых из них пятиядерного ароматического углеводорода — перилена — и даже более конден- сированных полициклических углеводородов (коронен, бепзперилен

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Физико-химическая характеристика нафтено-ароматическ (по К. Ф. Родионовой, Ю. И. Кор

Рис. 27. Спектры

пропускания масел из нефти (тре- тичные отложе- ния, хадумский го- ризонт), инфра- красная область (по Е. Б. Проску- ряковой).

Таблица 27

ой фракции углеводородов из масел рассеянных битумов чагиной, В. В. Ильинской, 1963)

Яфиновых

цепях

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

и др.). Приведенные на рис.

29 спектры люминесценции

упомянутых циклических углеводородов сняты при температуре 196° С в н- гексановых растворах. При

обычных температурах спектры получаются расплывчатыми и не поддаются расшифровке.

Н. В. Майнштейн (1959)

указывает на наличие в маслах битумов из со-

временных осадков и почв алкилбензолов, нафталина, фенантрена, пирена, трифинилена, хризена, флюорена, бензантрацена, бензпирена и коронена.

Методом электроногра-

фии также удается изучить некоторые углеводороды, одержащиеся в битумах. На рис. 30 приведена

элсктронограмма нормального парафина, выделенного из битума, который получен из от- ложений карбона Дне- провско-Донецкой впадины.

Наиболее слабоизучен- ой составной частью би- умов являются асфаль- ены. Новые данные в этом аправлении получены К. Ф. одионовой, Е. П. Шишениной и Ю. М. Королевым (табл. 28 и 29).

Асфальтены рассеянных итумов представляют обой сложную смесь ейтральных поли- иклических ароматиче-

ских соединений различной

степени конденсиро- ванности с примесью кар-

боновых кислот и фенолов до 5—12%. Подтверждается

наличие в асфальтенах Костиковых связей, со- держащих серу.

Большая часть углерода, содержащегося в рас- сеянном состоянии в по- родах, не входит в состав битума. Это иллюстрируется цифрами, приведенными в табл. 30. Наблюдается

следующее среднее содержание органического углерода в стра-тисфере по типам пород (в^кг на 1 л3 породы):

Глинистые породы . .16—20

Среднее для всех типовпород

. . . . 10—12,5

Для полного предста- вления о составе органи-

ческого вещества, содер- жащегося в породах, необ-

ходимо изучать не только его битумную часть, а весь объем. К сожалению, ме-

тоды исследований в этом отношении крайне ограни- чены; по существу опре- деляются лишь общий ор- ганический углерод, азот и гуминовые вещества.

Попытка использовать такие определения для геохимических выводов была сделана еще в 1926— 1927 гг. А. Д. Архангель- ским, затем П. Траском

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в США и впоследствии многими другими исследователями. Наиболее часто в этих случаях используется коэффициент G/N, который для

органического вещества осадочных пород колеблется

Рис. 29. Спектры люминесцентных фракций ароматических углеводородов масел, выделенных из битумов глин (по А. А. Ильиной)

л — верхнего Майкопа, скважины Северо-Асфальтовой площади; б — бобриковского гори- зонта, скважины Зимовской площади| в — бобриковского горизонта Горючкинской пло- щади.

"5^- Таблица 30

Содержание органического углерода и битума, извлеченного хлороформом, в породах третичного возраста Северо-Восточного Кавказа, %

к довольно широких пределах (от 8 до 230) и не дает возможности выявить четкую закономерность (в связи с отсутствием точных методов определения азота в породах). И. А. Юркевич для характеристики органического вещества пород предложил использовать окис-ляемость

этого вещества при нагревании растворов окислителей. П. Ф.

Андреев в этих же целях рекомендует использовать опре- деление выхода «летучего» углерода (при 550° С в течение 30 мин в атмосфере азота), сравнительную окисляемость (1н раствором КМп04) и определение содержания карбоксильных групп (при помощи уксуснокислого кальция). Испытание метода определения «летучего» углерода в породах, проведенное О. П. Четвериковой в

битуминологической лаборатории ВНИГНИ, показало, однако,

отсутствие воспроизводимости данных анализа. В последние

годы предпринимаются попытки изучения органического ве- щества пород, выделенного путем

растворения и удаления неорганической части пород.

Такие исследования проводятся в битуминологической лаборатории ВНИГНИ К. Ф. Роди-оновой, О. П. Четвериковой, Т. Ю.

кислот (элементарного и кислородсодержащих функциональных групп — СООН, ОН, ОСН3) устанавливаются степень углефикации органи- ческого вещества (от торфяной до раннекаменноугольной), состав

исходного органического материала, направленность и длительность его первоначального превращения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Довольно широко проводятся в различных вариантах работы по изучению окисляемости. Однако методы окисляемости косвенные.

Величина измеряемой в анализе окисляемости зависит не только от количества органического вещества в породах, но и от степени его метаморфизма: на позднекаменноугольной стадии оно в условиях мокрого окисления остается практически неизмененным; в связи с

этим и метод определения Сорг мокрым сожжением по Кнопу для древних пород не пригоден. Кроме того, в породах часто присутствуют восстановленные формы Fe, Mn, на окисление которых

увеличивается.

Кавказа такой закономерности не отмечается. Для неогеновых и палеогеновых отложений Кавказа можно говорить о большей вос- становленности битума в более глинистых породах. Наконец, следует подчеркнуть, что битумы пород эвапоритовых фаций (по Н. Б. Вас- соевичу) отличаются обычно повышенным содержанием серы и ас- фальто-смолистых веществ.

М. Л. Дантон и Дж. М. Хант (1964) отмечают для молодых и современных осадков США наличие прямой связи менаду общим со-

держанием в них органического вещества и суммой углеводородов С4—С8 в битумах.

Однако эта особенность не всегда четко прослеживается. Н. М. Страхов и К. Ф. Родионова на примере Волго-Уральской области показали

увеличение содержания битумов и степени их восстановленности по мере возрастания карбонатности пород. Следует отметить, что для неогеновых, палеогеновых и меловых отложений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА VI

ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩЕ НЕФТИ И ГАЗА

1.Пористость горных пород

§1. ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Впрошлом столетии Д. И. Менделеев высказал мысль о том, что нефть пропитывает горные породы подобно тому, как вода пропиты-

вает губку. Эта идея подтвердилась в процессе развития нефтяной промышленности. Обычно вода, жидкие и газообразные углеводороды заполняют пустоты в горных породах: поры и трещины.

Все тела в природе имеют пустоты или поры, но особенно ото характерно для обломочных пород. Между отдельными частицами, слагающими такую породу, существуют пустоты. Суммарный объем пустот в породе, включая поры, каверны, трещины и т. д., называют о б щ е й (абсолютной) или т е о р е т и ч е с к о й п о р и с т о с т ь ю . Величина объема нор, выраженная в процентах по отношению ко всему

где kn — коэффициент пористости;

2п — суммарный объем всех пустот в породе; V — объем породы.

От чего же зависит величина коэффициента пористости в обло- мочных породах? Рассмотрим тело, состоящее из равновеликих шариков.

Коэффициент пористости такого тела, как это доказал К. С. Слихтер в прошлом столетии, не зависит от размера зерен-шариков. Величина

объема пор зависит от взаимного расположения зерен и характера их укладки (рис. 32, 33, 34). При наименее плотной укладке равновеликих зерен шарообразной формы коэффициент пористости равен 47,6%. Эта величина является теоретическим максимумом возможного объема пор. Поскольку обломочные породы сложены частицами, не имеющими строго шарообразной формы, и нередко скреплены цементом, объем содержащихся в них пор зависит от формы частиц (табл. 31), степени их

сортированности и наличия цемента. На рис. 35 представлены экспериментальные данные об изменении абсолютной (общей)

пористости в зависимости от кар-

бонатности песчаников менилитовых и эоценовых отложений Бит- ковского газонефтяного и Долинского нефтяного месторождений. По

своему происхождению поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные.

которые возникли в уже сформировавшихся породах.

В породе не все поры сообщаются между собой; газы и жидкости, содержащиеся в изолированных порах, не могут перемещаться по породе. Объем пустот породы, взаимосообщающихся между собой,

121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

последней в несцементированных обломочных породах и существенно отличается в карбонатных породах. Открытые поры могут быть на- сыщены водой, нефтью или газом, в то время как изолированные поры на том же самом участке породы могут содержать другие ве- щества. Например, на участке породы, заполненном нефтью, они могут содержать воду или газы.

Карбонатность, %

Рис. 35. График занпсимости абсолютной пористости от

карбопатлости менилитовых и эоценовых отложений Битковского газопофтяного и Долинского нефтяного месторождения (по А. К. Иванову и Н. И. Ма-рухняку, 1963).

Форма пор может быть самой причудливой. Величина поверхности пор связана с их формой и размерами. Величина пор, их форма и

поверхность могут существенно влиять на перемещение подвижных веществ, поэтому их изучению уделяется много внимания. В обло- мочных породах общая поверхность пор находится в обратной зави- симости от размера частиц, слагающих пористый пласт, и может быть

предложил классифицировать породы по величине их удельной по- верхности. Эта классификация не получила распространения, поэтому мы на ней не останавливаемся.

Неоднократно у нас и за рубежом пытались классифицировать пустоты в породах. За основу брались самые различные признаки:

122

1. Пористость горных пород

размер пор, происхождение пор, характер цементации, форма поро- вых каналов и т. д. В табл. 32 приведена одна из наиболее полных классификаций пустот в горных породах, предложенная М. К. Ка- линко, который классифицирует пустоты по их морфологии, размеруf происхождению, структуре, характеру заполнения твердым мине- ральным веществом и для трещин — по соотношению с текстурой..

Определение пористости в образцах производится различными лабораторными методами. В скважинах для определения пористости пластов применяется электрический и радиоактивный каротаж.

Приемы исследований рассматриваются в соответствующих курсах осадочной петрографии, физики пласта и промысловой геофизики. Особенно трудно определить объем пор трещиноватых пород. Тре-

щины существенно влияют на взаимосообщаемость пор и развитие пористости вследствие вторичных процессов. По данным различных исследователей на глубинах более 1000 м в осадочных породах не

могут существовать трещины, раскрытость которых превышает 0,1 мм. Судя по опубликованным работам, трещинная пористость, т. е. объем

пустот трещин, не превышает 1% и часто составляет 0,5—0,6%. Трещинная пористость образца породы, имеющего форму куба объ- емом 1000 см3 и пересеченного десятью трещинами с раскрытостью 0,1 мм каждая (по Е. С. Ромм), равна всего 1%.

Е. М. Смеховым, Л. П. Гмид, Е. С. Роммом и другими трещинная

пористость определяется в специально изготовленных шлифах по следующей формуле:

где т — трещиппая пористость;

b — раскрытость (ширина) трещин в мм; I — длина трещин в мм;

s — площадь шлифа в мм2.

А. А. Трофимук предложил определять емкость трещиноватых пород по промысловым данным. Вычисление ведется из расчета об- щего объема пласта, объема извлеченной жидкости и коэффициента отдачи.

Для плотных мергелей и известняков месторождений Карлы и Кинзебулатово А. А. Трофимук оценивает общую трещинную пори- стость 2%. Общая пористость существенно влияет на такие свойства пород, как плотность и относительное электрическое сопротивление. Чем больше пористость породы, тем меньше ее плотность. На рис. 36

такая зависимость приведена для пород различного геологического состава, а на рис. 37 и 38 для палеозойских песчаников Арканзаса и

для менилитовых и эоценовых песчаных отложений Битковского и Долинского месторождений.

Чем глубже погружена порода, тем больше давят на нее выше- лежащие породы. Увеличение давления приводит к более плотной

123