Zapivalov N.P

Nanotechnologic aspects of technogenic formation of highly productive reservoirs in hydrocarbon saturation of the carbonate rocks

(artificial metasomatosis)

A.A.Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, Novosibirsk, Russia

In Western Siberia many Paleozoic oil deposits are found out in dolomite limestones. It is offered to initiate the accelerated technogenic process of metasomatic dolomitization and to create the highly productive centres on fields. As a result the specific surface of hollow space will increase. In bed system many processes become more active: formation of jointing, an overflow of fluid weight from a block matrix in cracks, and even a neogenesis of hydrocarbonic weights. Substantially percolation processes will amplify, efficiency of wells and petroreturn will increase. On occasion process of compulsory and accelerated dolomitization (metasomatosis) can be accompanied with wave and thermal influence. Successful use of the offered nanotechnology can make essential impact on duration of working out of deposits and final petroreturn.

1. Нефть в доломитах. Нефть и газ содержатся в разнообразных природных резервуарах, в том числе в известняках и доломитах. Такие породы содержат 40% мировых запасов нефти. Доломитизация приводит к увеличению объема пор в плотных известняках за счет изменения архитектуры пустотного пространства. Увеличивается не только пористость, но и проницаемость.

Вторичная доломитизация всегда сопровождается трещинообразованием, которое может обеспечить высокую проницаемость пород. Чем новее трещины, тем они шире и выше их проницаемость. Изменяются капиллярные силы и уменьшается возможность создания целиков (зон запирания). В целом, усиливаются перколяционные процессы. Самые лучшие трещиноватые коллекторы представлены доломитизированными известняками Асмари в Иране.

Химическая формула доломита CaMg(CO₃)₂. В его кристаллической решетке катионы Ca⁺² и Mg⁺² попеременно чередуются вдоль тройной оси.

Доказано, что молекулярное замещение известняка доломитом приводит к уменьшению объема твердой породы на 12-13%. Химическое уравнение этого замещения выглядит следующим образом: 2CaCO₃ + MgCl₂ à CaMg(CO₃)₂ + CaCl₂ или в морской воде: 2CaCO₃ + MgSO₄ + 2H₂O = CaMg(CO₃)₂ + CaSO₄•2H₂O. Отличаясь от известняков значительно большим объемом межкристаллического порового пространства, доломиты обладают соответственно бóльшей поверхностью взаимодействия минеральной части с циркулирующими в них флюидами.

Вторичные эпигенетические процессы характеризуются огромным разнообразием и быстрой динамикой их проявления. Это зависит от многих геофлюидодинамических факторов, которые определяют существенные превращения даже в процессе разработки нефтяных месторождений. В практическом плане важно проследить динамику современного состояния флюидонасыщенной системы.

В основе концепции образования гигантского Куюмбо-Юрубчено-Тайгинского нефтегазового месторождения в Восточной Сибири лежат представления о метасоматозе осадочных карбонатных пород в эпигенезе под действием вначале кислотных, а затем щелочных термальных вод [1]. Указанные авторы считают, что «… доломитизация известняка и замещение карбоната сульфатом под действием сульфидных гидротерм в эпигенезе является необходимым и достаточным условием синтеза углеводородов и формирования их залежей в доломитовом коллекторе» [1].

Следует признать очаговый (зональный) характер нефтегазообразования и насыщения углеводородами отдельных стратиграфических интервалов. В связи с этим отмечается и «очаговая» высокая продуктивность на разрабатываемых месторождениях [3, 4].

2. Вторичная доломитизация в палеозойских породах Западной Сибири. В Западной Сибири во многих палеозойских резервуарах Нюрольской впадины (в основном девонских) залежи нефти обнаружены именно в доломитизированных известняках. К таким относятся Малоичское, Урманское, Арчинское, Северо-Останинское, Южно-Табаганское, Южно-Тамбаевское, Солоновское, Калиновое, Селимхановское и другие нефтегазовые скопления [5].

Как правило, доломиты замещения образуют трещинно-кавернозные коллекторы, которые характеризуются вновь образованной вторичной пористостью и кавернозностью (рис. 1).

Наиболее изученным является Малоичское месторождение (Новосибирская область), которое было открыто в 1974 году. Основной продуктивный горизонт залегает на глубинах 2794-2850 м, сложен карбонатными породами: известняками и доломитами. Известняки буровато-серые, органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные, местами переходящие в доломиты, трещиноватые и кавернозные. В наибольшей степени процессы вторичной доломитизации имеют место в западной части месторождения (рис. 3) На этом месторождении пробурена самая глубокая параметрическая скважина (Малоичская №4) глубиной 4600 м. с проходкой по карбонатному палеозою 1800 м. Притоки нефти получены из многих интервалов вскрытого палеозойского разреза, представленных доломитизмированными органогенными известняками почти с равным содержанием CaO и MgO [5, 6]. В этом разрезе выделены рифогенные тела [15].

Особый интерес представляет призабойная зона в интервале 4538-4600 м., представленная пачками метасоматических доломитов крупно- и среднезернистых, часто трещиноватых и раздробленных. Содержание MgO здесь увеличивается до 22%, а SiO₂ всего лишь 0,31%. Пластовая температура в этой части разреза достигает 160^оС.

Рис. 2. Малоичское месторождение (скв. 9), трещинно-кавернозные (белое) девонские

органогенные доломиты [4].

В 2009 году на Малоичском месторождении была пробурена скважина №117, в которой из девонских доломитизированных известняков получен фонтанный приток нефти дебитом 280 т/сутки. На этом месторождении четко обозначается очаговая доломитизация, что в конечном счете определяет продуктивность скважин. Такие очаги в западной и юго-западной части месторождения (скв. 9, 6, 117, 2) характеризуется активной вторичной доломитизацией по среднедевонскому рифу [6]. Участки с высокопродуктивными скважинами четко приурочены к западной фациально-тектонической зоне (рис. 3).

На карте видна резкая изменчивость рельефа палеозойских карбонатных пород. На близких расстояниях перепад составляет 180 м. (2640-2820). Синдром кажущейся блоковости объясняется неравномерной глубокой вторичной переработкой карбонатного субстрата (доломитизация и другие процессы). Резкие изменения литолого-минералогического состава пород ведут к хаотической картине сейсмических волн и в конечном счете к искаженным построениям. Фактически в таких условиях структурная сейсморазведка является неэффективной.

Интересно, что изменение коллекторских свойств карбонатных пород находит отражение в изменении изотопного состава углерода собственно карбонатных пород и особенно СО₂, что позволяет использовать их в качестве дополнительных критериев для прогнозной оценки коллекторов [7]. На основе детальных изотопных исследований нами установлено, что в Западной Сибири основным источником СО₂ являются карбонатные породы палеозоя, хотя некоторые исследователи считают его глубинным.

Концентрация СО₂ в свободных, попутных и воднорастворенных газах в палеозойских и низах мезозойских толщ юго-восточной части Западно-Сибирской плиты достигает десятков процентов. Рядом с Малоичским месторождением, на Межовской и Веселовской площадях в юрских и доюрских породах обнаружены залежи СО₂; первичные дебиты в скважинах достигали 150-250 тыс. м³/сут. Подземные воды с углекислым составом растворенных газов встречены на Восточно-Межовской площади. Отмечено повышенное содержание СО₂ в водах на Малоичской и ряде других площадей.

Изучение вещественного состава и коллекторских свойств карбонатных пород палеозоя Малоичской площади позволило выделить в ее пределах отдельные зоны, каждой из которых присущ определенный изотопный состав углерода СО₂ и карбонатов. Выделенные зоны различаются по значениям ¹³С карбонатных пород, которые в одной зоне составляют 0,5-0,8‰, а в другой 1,3-3,7‰. Эти различия по изотопному составу углерода карбонатных пород в разных зонах рассматриваемой площади, вероятнее всего, отражают степень их постседиментационной преобразованности. Возможно, эти процессы являлись результатом миграции СО₂ в составе гидротермальных растворов [7].

	Рис. 3. Обзорная карта Малоичского месторождения, Новосибирская область (с учетом результатов трехмерной сейсморазведки). 1 – изогипсы поверхности карбонатных палеозойских пород, м; 2 – субвертикальные зоны эрозионно-тектонических выступов; 3 – предполагаемые глубинные разломы; 4 – тектонические нарушения; 5 – очаги вторичной доломитизации; 6 – скважины, давшие приток нефти; Литофации: 7 – органогенных рифов; 8 – передового шлейфа; 9 – зарифовой лагуны.

3. Флюидодинамический метасоматоз – основа вторичной доломитизации пород. Как мы видим, наибольшее значение в рассматриваемых процессах имеет вторичная доломитизация. По существу это метасоматоз, который происходит путем замещения иона кальция ионом магния.

Метасоматоз (наложенный эпигенез) – это реакция приспособления горной породы к изменению физико-химических условий ее состояния. Как правило, метасоматические процессы протекают в режиме реакций между твердой (горная порода) и жидкой или газообразной (флюид) фазами при постоянном сохранении горной породой твердого состояния. Они ведут к изменению химического состава породы путем замещения одних минералов другими под действием подвижного, химически активного тепломассоносителя в градиентном термодинамическом поле. Процессы эти по существу являются неравновесными [8-12].

Есть ряд условий, способствующих активным метасоматическим процессам. Особенно важной является подпитка СО₂. Это природное явление распространено достаточно широко.

Известно, что в осадочных и магматических комплексах наблюдается широкое развитие метасоматических процессов, в той или иной мере преобразующих первичные породы и оказывающих существенное влияние на их минеральную специализацию.

Метасоматоз зависит от ряда переменных регулирующих параметров: градиентов pH-, Eh- и PT-среды и флюида. Степень неравновесности системы определяет вероятность появления в ней флуктуации и, таким образом, проблема нефтегазоносности метасоматитов сводится в общем случае к проблеме градиентности в открытых неравновесных флюидонасыщенных системах.

Важной и очевидной, но не всегда учитываемой является реагентоспособность среды, зависящая от свободной энергии. Свободная энергия поверхности пропорциональна внутренней энергии системы, отнесенной к единице площади. Скорость химических реакций, в том числе и метасоматических, определяется свободной энергией поверхности зерен σ, пропорциональной их внутренней энергии ∑∆ E, относимой к единице поверхности ds, то есть σ = ∑∆ E / (ds). Пожалуй, именно нанодисперсность определяют такие механо-химические процессы [13, 14].

Следует отметить, что метасоматические очаги не имеют четкой стратиграфической привязки и их морфология обычно не может рассматриваться с позиции анализа складчатых форм и закона суперпозиции.

4. Практическая нанотехнология. Встает вопрос – можно ли инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать высокопродуктивные очаги на месторождении. Фактически, это позволит управлять процессом разработки месторождений и увеличить нефтеотдачу. Для этого требуется определить состав карбонатного материала и пластовой воды. Технология закачки в пласт магнийсодержащего флюида или гранулярного магния в размере наночастиц, вероятно, не представит особой трудности. В результате увеличится удельная поверхность пустотного пространства, активизируется переток флюидной массы из блочной матрицы в трещины, и даже новообразование углеводородных масс. В значительной степени стимулируются перколяционные процессы, возрастут продуктивность скважин и текущий коэффициент нефтеизвлечения. В отдельных случаях процесс принудительной и ускоренной доломитизации (метасоматоза) можно сопровождать волновым и тепловым воздействием.

Успешное использование предлагаемой нанотехнологии может оказать существенное влияние на длительность разработки месторождений и конечную нефтеотдачу.

Необходимой предпосылкой является проведение целевых лабораторных экспериментов.

Промышленную отработку этой технологии предлагается осуществить в пределах натурного полигона на Малоичском нефтяном месторождении (Новосибирская область), где установлена промышленная нефтеносность в доломитизированных известняках среднего девона за счет погребенных рифогенных массивов. В случае удачных экспериментов такая нанотехнология откроет путь к интенсивному освоению палеозоя Западной Сибири и древних карбонатных массивов Восточной Сибири.

Одновременно, она может быть использована и для терригенных пород с большим содержанием карбонатного цемента в породах. Повышенная карбонатность и высокое содержание СО₂ отмечается часто в юрских и меловых породах Западной Сибири. Доломитизации часто подвергаются микрозернистый и пелитоморфный кальцитовый цемент, раковины фораминифер, водорослевые остатки и различный органогенный детрит. В метасоматических доломитах часто образуются поры размером 0,2×0,8 мм и каверны размером более 1 мм.

Это один из ключевых моментов, который может увеличить нефтегазовый потенциал Сибири, а также других регионов.

Литература

1. Трофимук А.А., Молчанов В.И., Параев В.В. Модель формирования нефтегазоносных карбонатов (на примере Куюмбо-Юрубчено-Тайгинского супергиганта) // ДАН СССР, 1999, т. 364, №3, с.366-368.

2. Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого органического вещества с использованием механических полей / Трофимук А.А., Черский Н.В., Царёв В.П., Сороко Г.И. // ДАН СССР, 1981, т. 257, №1, с.207-211.

3. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И, Харитонов В.И. Фракталы и наноструктуры в нефтегазовой геологии и геофизике // Новосибирск, СО РАН, «ГЕО», 2009, с.130.

4. Запивалов Н.П., Попов И.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа // Новосибирск, СО РАН, «ГЕО», 2003, с.196.

5. Zapivalov N.P., Trofimuk A.A. Distribution of Oil and Gas in Devonian Rocks of West Siberia // Devonian of the World, Calgary, 1988, v. 1, р.553-556.

6. Выделение и картирование палеозойских рифовых массивов в Западной Сибири / Запивалов Н.П., Пехтерева И.А., Сердюк З.Я. и др. // Геология нефти и газа, 1980, №9, с.8-13.

7. Связь изотопного состава углерода СО₂ и карбонатов с коллекторскими свойствами карбонатных пород / Запивалов Н.П., Гуриева С.М., Дахнова М.В., Панкина Р.Г., Сердюк З.Я. // ДАН СССР, 1982 г., т. 262, №2, с.396-399.

8. Коржинский Д.С. Теория метасоматической зональности // М., Наука, 1969, с.109.

9. Жариков В.А. Метасоматизм и метасоматические породы // М., Научный мир, 1998, с.490.

10. Поспелов Г.Л. Парадоксы, геолого-физическая сущность и механизмы метасоматоза // Новосибирск, Наука, 1973, с.353.

11. Царев Д.И. Метасоматизм // Улан-Удэ, БНЦ СО РАН, 2002, с.319.

12. Казицин Ю.В. Метасоматизм в земной коре // Л., Недра, 1979, с.208.

13. Молчанов В.И., Параев В.В., Еганов Э.А. Нанодисперсность – обязательное условие преобразования геосфер (как переходная форма в эволюции земного вещества) // Проблемы эволюции открытых систем, Алматы, “Print-S”, 2007, вып. 9, т. 1, с.64-77.

14. Молчанов В.И. Опыты по синтезу углеводородов при тонком измельчении минеральных веществ в воде // ДАН СССР, 1967, т. 147, № 5, с.1185-1187.

15. Запивалов Н.П., Соколов Б.С. Стратиграфическое расчленение нефтеперспективного палеозойского разреза Западной Сибири // ДАН СССР, 1977, т. 237, № 1.

16. Пеньковский В.И., Щербань Е.В., Щербань И.П. Расчет двухчленных инфильтрационно-диффузионных метасоматических колонок // ДАН СССР, 1975, т. 225, № 6.

17. Ежова А.В. Литология (учебное пособие) // Томск: ТПУ, 2005, с. 315.

18. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. и др. Патент на изобретение: Способ повышения нефтеотдачи пластов / Патент РФ на изобретение, заявка №2009136298, приоритет от 30.09.2009, решение Роспатента о выдаче патента от 04.03.2011г. (опубликовано в «Бюллетень изобретений», Роспатент, №22 от 10.08.2011).

Дата добавления: 2015-06-25