Содержание к диссертации
Введение
Глава I.. Методика и результаты исследования коллектоских свойств пеечано-глинистых отложений юры и нижнего мела севера Тюменской области
1. Объем исследования и некоторые вопросы методики изучения отложений 8
2. Нефтегазоносность отложений мезозоя изучаемого района 10
3. Состав пластовых вод и термодинамическая характеристика разреза 16
4. Литолого-петрофиэические особенности разреза... 17
5. Закономерности изменения емкостных и фильтрационных свойств пород коллекторов 30
Глава II. Исследование глинистых минералов с целью установления закономерностей их распределения в песчаных коллекторах юры и нижнего мела 55
1. Общая характеристика глинистых минералов и методы их исследования 55
2. Результаты рентгеновского анализа глинистых минералов. 58
3. Анализ глинистых минералов. 69
4. Электронномикроскопические исследования 77
Глава III. Изучение структуры норового пространства полимиктовых песчаников как важного показателя при прогнозировании коллекторских свойств 88
1. Способы описания и основные параметры, характеризующие структуру порового пространства 88
2. Лабораторные методы изучения структурных характеристик пород и область их применения 92
3. Результаты сравнительного изучения структуры порового пространства коллекторов юры и нижнего мела 102
4. Изучение удельной поверхности пород и результаты влияния ее на коллекторские свойства пород 110
5. Распределение порпо размерам 129
Глава 4. Петрофизические критерии прогнозирования кол-лекторских свойств исследованных отложений . 139
1. Удельное электрическое сопротивление полимиктовых водонасыщенных коллекторов 142
2. Диффузионно-адсорбционная активность полимиктовых песчаников 148
3. Изучение особенностей водонасыщения коллекторов юры и нижнего мела 164
Заключение
- Закономерности изменения емкостных и фильтрационных свойств пород коллекторов
- Общая характеристика глинистых минералов и методы их исследования
- Лабораторные методы изучения структурных характеристик пород и область их применения
- Удельное электрическое сопротивление полимиктовых водонасыщенных коллекторов
Введение к работе
В решениях ХХУІ съезда КПСС п Основные направления экономического и социального развития СССР на 1981-1985 годы" перед геологоразведочными и нефтегазодобывающими организациями Западной Сибири поставлена задача - довести в 1985 году добычу нефти, включая газовый конденсат, до 385-395 млн. тонн, газа 330-370 млн. куб.метров. Обеспечение такой задачи связывают с дальнейшим развитием крупнейшего территориально-производственного комплекса на севере Западной Сибири, где в настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность неокомских и юрских отложений, а на отдельных площадях выявлены крупные нефтегазоконденсатные залежи. Полуостров Ямал представляет собой наиболее перспективный из газоконденсатних районов Западно-Сибирской плиты на территории которого открыт ряд месторождений нефти и газа - Арктическое, Новопортовское, Нурминское, Нейтинское, Бованенковское, Хараса-вейское и другие.
Для успешного решения поставленных задач по добыче нефти и газа, а также обеспечения прироста их запасов необходимо максимально повысить эффективность геолого-поисковых и промыслово-геофизических работ. Высокая эффективность последних возможна на основе выявления достоверных петрофизических связей, установленных лабораторным путем по данным керна. Выяснение природы указанных связей , в условиях сложных коллекторов Западной Сибири требует применения ряда литолого-петрофизических методов изучения пород и выбора рационального комплекса этих методов.
Породы-коллекторы месторождений Западной Сибири характеризуются полимиктовым составом и, вследствие значительной глубины залегания, особенно в северных районах, подверглись интенсивным
-5"-
катагенетическим преобразованиям. Минеральный оостав пород, тип и состав их цемента, структура порового пространства,изменяясь в новых термодинамических условиях, придают коллекторам иные емкостные, фильтрационные и физические свойства. Исследование изменений закономерностей указанных свойств является одной из актуальнейших задач при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.
Задачи прогноза коллекторов в Западной Сибири промыслово-геофизическими методами решается чаще всего на основе изучения электрических свойств пород. В этом случае особый интерес представляет определение глинистости коллектора, состава и количественного соотношения отдельных минералов в глинистых цементах. Различие кристаллохимических характеристик отдельных типов глинистых минералов требует получения дифференцированных данных об их структурных и морфологических особенностях, что имеет важное значение при решении задач, связанных с разведкой и разработкой месторождений нефти и газа.
Породы коллекторы центральной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции достаточно хорошо исследованы. В литературе [3,13,25,45,52,82] имеется большое количество фактического материала по физическим и коллекторским свойствам этих пород, данных о вещественном составе, тем не менее перспективные районы тюменского Севера все еще остаются изученными слабо.
В практике геофизических исследований скважин (ГИС) на месторождениях нефти и газа Западной Сибири широко применяют методы электрометрии скважин, которые дают основные сведения для литоло-гического расчленения разреза, выделении границ пластов, их
идентификации по разрезу, определении коллекторских свойств и нефтегазонасыщения.
В настоящей работе исследовались емкостные, фильтрационные и электрические свойства полимиктовых песчано-алевритовых пород, находящихся на разной стадии постседиментационного преобразования, с целью прогноза зон распространения коллекторов, повышения точности количественной интерпретации промыслово-геофизических данных и обоснования подсчетных параметров, ,
Объектом исследования были выбраны юрские и нижнемеловые отложения севера Западно-Сибирской плиты, нефтегазоносность которых оценивается высоко. Исследования были проведены на керновом материале Песцового, Геофизического, Харвутинского, Гыданского, Медвежьего, Надымского и др.месторождений.
Основные экспериментальные исследования были выполнены на кафедре геофизических исследований скважин МИНХ и ГП им.И.М. Губкина в лаборатории промыслово-геофизических проблем под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Б.Ю. Вендельштейна, которому автор приносит искреннюю благодарность. Аналитические исследования были также проведены в лабораториях физических исследований и палеогеографии нефтегазоносных областей ИГиРГИ, центральной литолого-стратиграфической лаборатории треста "Союзбургаз". В процессе работы над диссертацией автор пользовался также материалами Центральной научно-исследовательской Лаборатории Главтюменьгеологии и объединения "Ямалнефтегазгеология".
Особую признательность автор выражает ст.н.сотруднику лаборатории палеогеографии нефтегазоносных областей ИГиРГИ М.С.Зонн, ст.н.сотруднику МИНХ и ГП В.В.Поспелову, кандидату г.м.наук Д.Д. Котельникову за постоянные консультации и ценные советы в работе.
Автор выражает благодарность научному руководителю диссертации, доктору г.м.наук М.В.Коржу, а также сотрудникам отраслевой лаборатории промыслово-геофизических проблем МЙНХ и ГП им.й.М.Гу5кина за практическую помощь при работе над диссертацией.
Закономерности изменения емкостных и фильтрационных свойств пород коллекторов
В кровле ааленских отложений прослеживается пласт песчаников мощностью около 10 м. В основании пласта песчаник разнозернистый, граведлитовый, полимиктовый с пятнистой структурой, за счет распределения обломков пород и органического вещества. Примесь гравийного материала - не более 10-15%. В песчаниках преобладает фракция 0,15-0,20 мм. Сортировка обломочного материала плохая, частицы не окатаны. По структурно-текстурным особенностям пласт относится к русловой фации аллювиальных отложений.
Байосские отложения (глубины 3883-3778 м) представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, обогащенными пелитоморфным сидеритом. В породах интенсивно развиты каолинизация полевых шпатов и гидратация биотита. Содержание цемента от 10-20$, цемент глинистый пленочно-поровый.
Батские отложения (в скважине 7-Р Надымской) сложены, в основном, тонким переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Четко выраженный относительно проницаемый интервал отмечается в близи кровли в интервале 3544-3517 м. Аналог пласта Юд. Разре батских отложений Медвежьей скв.ЗО-Р имеет близкое строение.
Песчаники средней юры относятся к средне- и мелкозернистым разностям с угловатой формой обломков, среди которых преобладает фракция 0,15-0,20 мм. Содержание полевых шпатов в породе составляет 45-50$, кварца 35-40$, обломков пород 5-10%. Полевые шпаты представлены калиевыми разностями (преимущественно микроклином) и плагиоклазами в равном количестве как свежими, так и каолинизи-рованными. Состав карбонатного, обломочного и глинистого материала близок к рассматриваемому в породах нижней юры, но в количественном отношении имеются различия. Цемент пород поровый, участками контактный, по составу глинистокарбонатный, содержащий карбонатный материал до 8-10$.
В целом, песчаники нижней и средней юры, изученные нами по разрезам Надымской и Медвежьей площадей, относятся к средней и мелкозернистой разностям, характеризуются темно-серым, серым, иногда светло-серым цветом, низкой отсортированностью и угловатой формой обломков, среди которых по данным гранулометрического анализа, выполненного на 150 образцах, преобладают две фракции: 0,8-0,5; 0,25-0,1 мм с некоторым преобладанием последней (рис.2). Песчаники сложены преимущественно полевыми шпатами (35-50$) и кварцем (35-45$). Кроме того, в них присутствует значительное количество обломков кремнистых пород, единичные частицы гранитоид-ного и эффузивного материала, а также зерен циркона, турмалина, аппатита и лейкоксена. Полевые шпаты представлены как плагиоклазами, так и калиевыми разностями (микроклином и ортоклазом), которые в различной степени корродированы и каолинизированыы. Отмечаются также чешуйки мусковита и редкие частицы хлорита ярко зеленого цвета. .
Песчано-алевритовые породы тюменской свиты характеризуются очень низкими коллекторскими свойствами. Пористость пород (К ) не превышает 10$, проницаемость (Кпр) лишь в отдельных случаях достигнет 10-12 мд. Это является, прежде всего результатом накопления обломочного материала в условиях аллювиально озерно-бо-лотистой равнины с низкой гидродинамической активностью водной среды, что обусловило повышенное содержание в нем аллотигенной глинистой смеси. Более подробно об этом изложено в следующей главе. На характер коллекторских свойств пород оказали большое воздействие палеотемпературы (до 230С) и современные геотермические условия, которые характеризуются температурами в Ю0-150С (табл. I). Термобарические условия, в которых находятся отложения исследуемого региона указывают на активное воздействие стадиальных катагенетических процессов на породы коллектора. Это привело на глубинах ниже 3700 м к окварцеванию коллекторов, выпадению карбонатов, пелитизации полевых шпатов и в отдельных случаях к хлоритизации. Указанные процессы значительно снижают первичную емкость порового пространства и проницаемость пород [,65 J .
Верхнегорские отложения (средняя толща), включающие келловей-оксфордский нефтегазоносный горизонт, изучены по разрезам СКВ.98-Р Западно-Тарко-Салинская (глубины 3155,1-3550,9м), скв. 3I-P Вэнгаяхинская (глубины 2837-2892 м) и скв.8-Р Мало-Ямальская (глубины 2440-2450 м).
В песчаниках верхней юры, по сравнению с нижне-среднеюрскими, содержание кварца увеличивается до 35-50$, а полевых шпатов (микроклин, ортоклаз ) до 40-45$. Для них характерны более светлые оттенки пород (серый и светло-серый цвет), уменьшение обломков пород эффузивного, кремнистого и гранитоидного состава. Кроме того, как показывает гранулометрический анализ, существенно улучшается отсортированность пород (рис. 2 ). Цемент (10-15$) пород - поровый, порово-контактовый, по составу глинистый, иногда глинисто-карбонатный.
Пористость коллекторов в отдельных случаях меняется от 6,6 до 18,6%, проницаемость возрастает до 40-50 мД, что связано также с началом еще в конце среднеюрской эпохи обширной морской трансгрессии и накоплением песчаного материала в условиях более высокой гидродинамической активности водной среды.
Нижнемеловые неокомские отложения (верхняя зона) изучены в интервале 1770-3250 м в пределах Надым-Пурской и Гыдан-ской нефтегазоносных областей. Часть из них характеризуется регионально устойчивыми литолого-петрографическими, палинологическими и отчасти фаунистическими показателями [6 3. Согласно схеме литолого-стратиграфического расчленения и корреляции отложений неокома севера Западной Сибири (1967), утвержденной на Тюменском Межведомственном стратиграфическом совещании (1967) на северо-западе региона в составе неокома выделены ярротйнская и таноп-чанская свиты.
Исследовались песчаные коллекторы следующих месторождений:. Песцовое - скв.б-Р, 7-Р, 8-Р )глубины 3047,3-3251 м); Геофизическое - скв. 44-Р, 45-Р, 50-Р (глубины 1770-2943,5 м); Медвежье -скв. 30-Р (глубины 3219,7-3251 м); Хеттинское - скв.Ю1-Р (глубины 2520-2530 м); Харвутинское - скв. 22-Р, 26-Р (глубины 2690-; 3055,4 м); Арктическое - скв.П-Р (глубины 1945-2440 м); Хараса-вейское - скв. 36-Р (глубины 2361,7-2375,7 м) и Верхне-Пурпейское - CKB.I02-P (глубины 2640-2670 м).
Общая характеристика глинистых минералов и методы их исследования
Как было показано выше, полимиктовые песчаники исследуемого района характеризуются значительным развитием глинистого цемента. Известно, что на физические свойства полимиктовых коллекторов большое влияние оказывает не только алловигенный глинистый материал, но и образующийся за счет пелитизации обломочных зерен в процессе катагенеза. Кроме того, изменение емкостных и фильтрационных свойств песчано-алевритовых пород в определенной степени связано с стадийными преобразованиями аллотигенных и развитием аутигенных глинистых минералов, что, как правило, также увеличивает количество глинистого цемента в указанных породах.
Учитывая большое влияние тонкодисперсной части полимиктовых пород на коллекторские и физические свойства, для успешного решения поставленной в настоящей работе задачи, потребовалось определить состав глинистых минералов, оценить степени влияния последних на качество коллекторов и выяснить их роль в формировании петрофизи-ческих связей, используемых при интерпретации данных ГИС и подсчете запасов углеводородов на месторождениях нефти и газа в изучаемом районе.
С этой целью нами был использован современный комплекс методов изучения глинистых минералов, включающий рентгеновскую дифрактомет-рию, просвечивающую и растровую электронную микроскопию, электроно-графический и термографический методы.
В настоящее время установлено большое количество различных глинистых минералов, отличающихся друг от друга целым рядом физико -химических свойств [20,24,30,35], которые подразделяются на аморфные (аллофановая группа) и кристаллические; среди последних на основе структурных особенностей выделены отдельные группы. Все наиболее часто встречающиеся в нефтегазовых отложениях глинистые минералы входят в состав этих групп, которые различаются по характеру силикатных слоев, слагающих их структуру.
Сведения о структуре, строении и морфологических особенностях глинистых минералов, типичных для нефтегазовых отложений, а также классификации глинистых минералог приводятся в ряде монографий. СС.Ф.Викулова,1957; Милло,1968; С.Г.Саркисян и Д.Д.Котельников, 1971).
Важной характеристикой глинистых минералов является их отношение к водным растворам и воде. Большинство глинистых минералов обладает неразбухающей в воде кристаллической решеткой. Исключение составляет монтмориллонит, содержащий в поглощенном комплексе Na, Са, Щ и К, а также монтмориллонит-гидрослюдистые смешанослойные разности с различным содержанием разбухающих пакетов. При этом Na-монт мориллониты обладают наиболее высокой степенью поверхностной диссоциации и значительной удельной поверхностью, что способствует удержанию ими значительного количества воды как межслоевой, так и адсорбированной.
При погружении осадочных пород на большие глубины содержащиеся в них глинистые минералы претерпевают существенные изменения под действием повышающихся давлений и температур, а также в условиях изменяющегося химического состава пластовых вод. Направленность и интенсивность действия этих факторов непостоянны во времени.
Основы/: различных физических методов исследования глинистых минералов изложены в ряде монографий" "Методическое руководство по петрографо-минералогическому изучению глин" - [58] под редакцией М.Ф.Викуловой, "Введение в термографию" под редакцией Л.Г.Берга [6], "Методы электронной микроскопии минералов" [17] , авторы Г.С.Грицаен-ко и другие, "Минералогия глин" Р.Грима С 20] .
Значительный практический интерес представляют также работы посвященные идентификации имеющихся в исследуемом веществе кристаллических фаз. В области рентгеновских методов работы Г.В.Браун и др., 1965; Л.Е.Зевин и Л.Л.Завьялова, 1974; В.А.Франк-Каменецкий и др., 1975; В.А.Дриц и Б.А.Сахаров, 1976; Б.П.Градусов,1976; Монографии в области электронной микроскопии - З.Лейзеганга,1960; В.М.Лукьяно-вича,1960; П.Хокса,1974; Б.Уикли,1975 и др. Соответственно, основы термографии изложены Н.Д.Топором, 1964; Г.О.Пилояном, 1970; В.П.Ивановой и др, 1974, электронографии - Б.Б.Звягиным, 1964,1966; инфракрасной спектроскопии - А.И.Болдыревым, 1976; электронно-зондового анализа Р.Вольдсетом, 1977 и С.Ридом, 1979 гг.
Возможность практического использования результатов изучения глинистых минералов в нефтегазовой геологии наиболее полно изучена в работах С.Г.Саркисяна и Д.Д.Котельникова [42,76], которые показали, что при исследовании влияния ЕЛИНИСТЫХ минералов на коллекторе-кие свойства песчано-алевритовых пород следует учитывать такие факторы как состав глинистых материалов, количественное содержание глинистой примеси в породе, характер расположения в поровом пространстве аллотигенных и аутигенных глинистых минералов, их структурную упорядочность, генетическую природу и некоторые другие свойства. В свою очередь В.Г.Виноградов [12] и В.П.Поспелов [64] , исследуя полимиктовые песчаные коллектора месторождений Узень и Жетыбай, Е.И.Леонтьев и В.Г.Мамяшев [52,55] -Западной Сибири, установили, что на значения петрофизических величин и характер связи между ними указанные выше факторы оказывают весьма значительное влияние.
Вопросу изучения глинистых минералов нефтегазоносных отложений Западной Сибири посвящено значительное количество публикаций [8,13, 14,37,38,45,49,57] которые, однако, относятся преимущественно к наиболее изученным центральным и южным частям региона. Наиболее полные сведения о минералогии глинистого вещества Широтного приобья и, отчасти, севера Тюменской области изложены в работах И.Н.Ушатинского, П.К.Бабицына, О.Г.Зарипова, С.Г.Саркисяна и др.[7,76,84,85] .
Лабораторные методы изучения структурных характеристик пород и область их применения
Каждая порода-коллектор обладает ёмкостными и фильтрационными свойствами, которые определяются её литологическими и структурно-текстурными особенностями. Под их влиянием происходит формирование структуры порового пространства коллекторов, то есть в конечном счёте той среды, которая способна вмещать в себе и отдавать при определенных условиях флюиды.
Значительные успехи при исследовании структуры порового пространства в литологии и петрофизике достигнуты благодаря работам Ш.К.Гиматудинова, В.И.Горояна, М.К.Калинко, В.Н.Кобрановой, К.И.Багринцевой, Ф.И.Котяхова, Я.Р.Морозовича, А.А.Ханина, О.А.Черникова, Б.И.Тульбовича. Экспериментальные исследования структуры пород-коллекторов с учетом давлений и температур, проведенные Г.М.Авчаном, В.М.Добрыниным, Л.М.Марморштейном, Н.Н.Павловой и др., способствовали выяснению физической природы петрофизических связей на больших глубинах.
Поровое пространство терригенных пород полимиктового состава представляет собой сложную систему, для описания которой введено несколько структурных параметров, характеризующих среду. К таким параметрам относят геометрические и интегральные характеристики структуры. Под геометрической характеристикой чаще всего понимают, например, диаметр поровых каналов, который согласно Шейдеггеру [іб] следует рассматривать как диаметр наибольшей сферы, содержащий данную точку лоры и, расположенный целиком внутри её. Кроме того, используют такие геометрические признаки как размер конфигурации обломочной части породы (зерен), окатанность зерен, характер цементации, распределение хорд пор по размерам, фактор формы А.С.Салтыкова и гидравлическую характеристику П.П.Авдусина.
Термин "гидравлическая характеристика" (Ф), введенный П.П.Ав-дусиным, учитывает периметр сечения эквивалентного цилиндрического канала (L) и сумму периметров сечений поровых каналов. В соответствии с этим, -9 -iijzb. Вычисление параметра Ф производят в шлифе, выбирая типичные для исследуемого образца участки.
Двухмерный фактор формы плоской фигуры А.С.Салтыкова по своей природе очень близок к "гидравлической характеристике". Этот параметр указывает, какая доля периметра фигуры может охватить равновеликий по площади круг и характеризует степень сложности порово-го пространства. Величина фактора формы зависит от степени сооб-щаемости поровых каналов. Изменяясь от 0 до I, фактор формы ближе к нулю, если поры хорошо связаны между собой и стремится к единице в случае изолированных пор C?7j .
Характер строения порового пространства определяет интегральные характеристики пород: пористость (общая, открытая, динамическая, статическая и эффективная) и проницаемость. Прямое изучение структуры порового пространства в шлифах, пропитанных окрашенной смолой, позволяет определять эффективную, в хорошо отсортирован : ных породах близкую к открытой, или общую пористость.
Наиболее информативной характеристикой порового пространства считается распределение по размерам эффективных диаметров (радиусов) лор и статистические моменты этого распределения [47] . Эти характеристики непосредственно связаны с проницаемостью, остаточной водонасыщенностыо и другими свойствами пород. Для получения распределения пор по размерам широко применяют методы ртутной порометрии, капилярной конденсации и капиллярного вытеснения, адсорбции и пропитки люминофором.
Для количественного описания структуры порового пространства важное значение имеет классификация пор в зависимости от их размеров. В практике исследований чаще всего применяют классификацию А.А.Ханина СвбЗ , согласно которой поры размером более 500 мкм отнесены к макропорам, капиллярными считаются поры в интервале 0,1-500 мкм, а субкапиллярными поры, имеющие радиус менее 0,1 мкм.
Перечисленные выше параметры, характеризующие структуру порового пространства пород, изучаются так называемыми "прямыми" методами. К косвенным характеристикам относятся удельная поверхность (S0 ), емкость катионного обмена (Q , ,)» остаточная водона-сыщеяность (Кво) горных пород, эти параметры зависят от степени дисперсности частиц твердой фазы, то есть в первую очередь от наличия высокодшерсного материала в составе породы.
Структуру порового пространства предлагается в работе [б8] определять отношением радиуса пор к размеру соединяющих каналов. Число последних определяется "координацией" (число выходящих из поры каналов). Предлагается несколько типов структур, различающихся по пористости и отношению Сп0р 1%тц и имеющих различный коэффициент нефтеотдачи.
Стремление математически описать структуру порового пространства горных пород привело к появлению различных физических моделей. Математические модели петрофизических связей и их физическое обоснование детально рассматривается в монографии М.М. Элланско-го [92] , который путем введения во все модели петрофизических зависимостей одних и тех же факторов, получил систему уравнений.
В соответствии с этим, интерпретация материалов геофизических исследований скважин сводится к задаче решения этой системы. Используя метод математического моделирования, и рассматривая породы как модель с набором цилиндрических капилляров, образующих анизотропную систему, авторы работы [29] пришли к выводу, что распределение пор может иметь следующий вид: 1. Распределение объема пор по радиусам, то есть на долю пор с %І приходится Я см5 порового пространства; на долю Хг соот ветственно У см3 и т.д. Таким образом строится интегральная и дифференциальная функции распределения - -fv (YJ.
Удельное электрическое сопротивление полимиктовых водонасыщенных коллекторов
Сравнительный анализ кривых капиллярного давления показал, что несмотря на различную физическую основу методов полупроницаемой мембраны и центрифугирования для терригенных пород наблюдается их высокая сопоставимость.
Применение вышеперечисленных методов целесообразно для изучения структуры порового пространства, которая характеризуется наличием капиллярных пор. Присутствие разнообразного глинистого материала в полимиктовых коллекторах приводит к образованию в составе породы-коллектора особой дисперсной структуры с порами субкапи-лярного размера.
Как показал В.В. Поспелов Сб4Л , при изучении структуры порового пространства полимиктовых коллекторов месторождений Узень и Жетыбай, для получения полного спектора размеров поровых каналов следует применять наряду с традиционными методами капиллярной пропитки и вдавливания ртути, также метод капиллярной конденсации или низкотемпературной адсорбции инертных газов (БЭТ).
В основе метода капиллярной конденсации лежит уравнение Лапласа [іб] , а практическое исследование структуры порового пространства методом капиллярной конденсации заключается в определении массы сконденсированных в порах образца паров воды при различном, постоянно увеличивающемся относительном давлении их упругости. На основании таких измерений возможно построение интегральных V = () или дифференциальных -3— = f it) кривых, характеризующих пористую структуру. Следует отметить, что наличие разбухающих разностей в составе глинистой массы цемента или скелета породы затрудняет интерпретацию изотерм адсорбции. Возможности метода БЭТ будут обсуждаться ниже подробно при рассмотрении результатов экспериментальных исследований автора.
С целью оценки сложности структуры порового пространства коллекторов юрского и нижнемелового возраста и их различия, нами были проведены исследования пород комплексом методов, включающим растровую электронную микросколию, ртутную порометрию и низкотемпературную адсорбцию газа. Кроме того, определялись параметры, косвенно характеризующие структуру - удельная поверхность (о )» коэффициент остаточного водонасыщения (Кво) и емкость катионного обмена (QJQQ)» Выбор методов определялся сложностью структуры коллекторов и широким диапазоном размеров поровых каналов.
В практике современных лабораторий наиболее наглядным и высокоразрешающим методом прямого изучения структуры порового пространства является растровая электронная микроскопия.
Характер информации, полученный методом сканирующей электронной микроскопии, позволил в значительной степени детализировать наше представление о структуре порового пространства эпигенетически измененных песчано-алевритовых пород. Благодаря огромной глубине фокуса сканирующего микроскопа, которая в сотни раз больше, чем у светового микроскопа, мы видим почти трехмерное изображение исследуемой поверхности образца. Методика изучения заключалась в последовательном сканировании поверхности свежего скола образцов, покрытых в вакууме тонкой пленкой золота. При фотографировании выбирались наиболее характерные участки или поры, совокупность которых дала общее представление об отдельных образцах.
Поровое пространство полимиктовых песчано-алевритовых пород в значительной степени формируется в результате вторичных преобразований. Постседиментационные процессы происходят под действием как механических, так и химических факторов. Выделение аутигенных минералов, растворение и коррозия слагающих породу компонентов происходит под действием химических факторов. В исследуемых породах установлены аутигенные кварц, кальцит, сидерит, хлорит, каолинит, гидрослюда, полевые шпаты. Химическая активность глинистых минералов определяется, главным образом, наличием в них слабосвязанных и способных к обмену катионов, т.е. замещением ионов раствора на ионы твердой фазы при соприкосновении. Наличие в порах исследованных пород большого количества новообразованных кристаллов аутигенного генезиса свидетельствуют о том, что условия для ионного обмена были благоприятными. Эти процессы в значительной мере изменили поровое пространство пород, что привело, в свою очередь, к изменению емкостных, фильтрационных и, как показано ниже, электрических свойств.
Изучение образцов под растровым электронным микроскопом показало, что поровое пространство песчаников тюменской свиты в большинстве случаев заполнено удлиненно-пластинчатой гидрослюдой, что также подчеркивает позднюю стадию её кристаллизации. В то же время, в периферийных частях локализуются аллоЕигенные глинистые минералы (гидрослюда 2Mj и каолинит), а также аутигенные минералы более ранней генерации (в частности хлорит). При этом выделено два типа заполнения цементом порового пространства. Вначале на поверхности аллотигеняого глинистого цемента развивался хлоритовый пленочный цемент ранней генерации, который запечатывал некоторое количество относительно мелких пор. В центральной части этих изолированных пор в дальнейшем выделялись крупные кристаллы вторичного кварца (рис.19 ), которые однако, не заполняли весь объем пор. В порах, между которыми сохранились условия для фильтрации, позднее происходила частичная (рис.20) и полная, различная по интенсивности, кристаллизация на свободных участках удлиненной гидрослюды (рис.24 ).
Как видно из рисунков (/9-21) f поровое пространство имеет преимущественно сложный спутанно-волокнистый характер. Частицы аутигенной гидрослюды удлиненной и удлиненно-пластинчатой формы растут перпендикулярно или под углом к поверхности вторичных минералов, образующих поровые каналы. Аутигеяная гидрослюда, в виде спутанных сетчатых образований, разделяет поровое пространство на большое число тонких канальцев, обнаруживающих большую извилистость, что ведет к резкому снижению проницаемости и увеличению электрического сопротивления и остаточной водонасыщенности.
Характер заполнения поровых каналов песчаников нижнемелового возраста связан с увеличением содержания в породах полевых шпатов, преобладанием в составе цемента каолинита (рис.22) или хлорита, который получил развитие на отдельных участках пород (рис.23 ).
