COMPOSITION AND CHARACTERISTIC FEATURES OF CLAY SEALS OF THE EARLY TRIASSIC AGE IN THE NORTH OF THE VARANDEY-ADZVINSKAYA STRUCTURAL ZONE (TIMAN-PECHORA OIL AND GAS BEARING BASIN)
UDC: 550.84:553.982(470.111)
DOI: 10.33285/2413-5011-2021-10(358)-5-14
Authors:
TIMONINA NATALIA NIKOLAEVNA1,
NECHAEV MAXIM SERGEYEVICH1
1 Institute of Geology KSC UB RAS, Syktyvkar, Russian Federation
Keywords: natural reservoir, seal, lithotypes, porosity, permeability, pore space structure
Annotation:
The relevance of the study is determined by the fact that the Triassic deposits in the north of the Timan-Pechora province contain deposits of both heavy high-viscous oil and natural gas, which increases the requirements for the quality of hydrocarbon seals. The purpose of the work was to assess the quality of clay thicknesses sealing properties on the basis of a comprehensive study of their composition, properties, some features of formation and nature of distribution. Research methods included lithological study of well core, analysis of geophysical data, the detailed study was carried out using X-ray diffractometry of the clay component, scanning electron microscopy, low-temperature adsorption of inert gas. The seals are represented by argillite-like clays, often thinly elutriated, red-brown, brown ones with interlayers of siltstones and sandstones. The mineral composition of clays is represented by smectite, illite, kaolinite, chlorite, mixed-layer minerals of illite-smectite type. The relationship between the parameters of the structure of the pore space and the mineral composition is revealed, it is shown that the size and distribution of pores is mainly controlled by the relative content of smectite and kaolinite. It is shown that the specific surface value of differently composed rocks is mainly determined by the composition and type of clay cement. In clayey interlayers with a high content of minerals of the smectite group, large values of the specific surface are recorded. At the same time, in the interlayers with a higher content of kaolinite, lower values of the specific surface are noted.
Bibliography:
1. Флюидоупоры в месторождениях углеводородов / А.В. Овчаренко, Б.В. Ермаков, К.М. Мятчин, А.Е. Шлезингер // Литология и полезные ископаемые. - 2007. - № 2. - С. 201-213.
2. Клубова Т.Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти. - М.: Недра, 1973. - 256 с.
3. Карташов А.А. Флюидоупор резервуара песчаников Ю2 и Ю20 на территории Надым-Тазовского междуречья // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2001. - № 10. - С. 57-62.
4. Котельников Д.Д., Зинчук Н.Н. Сравнительный анализ эволюции глинистых минералов в условиях гумидного и аридного литогенеза // Геология и геофизика. - 2008. - № 49(10). - С. 966-977.
5. The clay components of the Jurassic oil reservoirs of the Middle Ob group of fields (Western Siberia) / V.G. Izotov, L.M. Sitdikova, L.N. Bruzhes, Y.G. Aukhatov // EGU General Assembly. Geophisical Research Abstracts. - EGU2008-A-04611. - Vien, Austria, 2008. - Vol. 10.
6. Солотчина Э.П. Структурный типоморфизм глинистых минералов осадочных разрезов и кор выветривания. - Новосибирск: Гео, 2009.- 234 с.
7. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. - М.: Наука, 2001. - 238 с.
8. Осипов В.И. Внутрикристаллическое разбухание глинистых минералов // Геоэкология. Инженерная геология. Гидрогеология. Геокриология. - 2011. - № 5. - С. 387-398.
9. Геологические особенности флюидоупоров в разрезе карбонатной толщи фаменского яруса Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, Л.А. Лузина, Н.Н. Чикина, К.А. Габдрахманова, К.Ф. Миропольцев, И.А. Максимова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2018. - № 7. - С. 27-35. - DOI: 10.30713/2413-5011-2018-7-27-35
10. Clay Mineral Cements in Sandstones / Ed. by H. Worden and S. Morad // International Association of Sedimentologists. - 2003. - 509 p.
11. Ghosh S., Sarkar S. Geochemistry of Permo-Triassic mudstone of the Satpura Gondwana basin, central India: Cles for provenance // Chem. Geology. - 2010. - Vol. 277. - Pp. 78-100.
12. Reservoir quality of fluvial sandstone reservoir in salt-walled mini-basins: an example from Seagull field, Central Graben, North Sea, UK / S. Stricker, S.J. Jones, N. Meadows, L. Bowen // Petroleum science. - 2018. - URL: -x DOI: 10.1007/s12172-017-02-06
13. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. - М.: Недра, 1976.- 259 с.
14. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов, З.В. Ларионова, И.Ю. Беда, Е.Г. Довжикова, Т.И. Куранова, Н.И. Никонов, Е.Л. Петренко, Г.А. Шабанова. - СПб.: ООО "Реноме", 2001. - 286 с.
15. Akinlotan O. Mineralogy and palaeoenvironments: the Weald Basin (Early Cretaceous), Southern England // The depositional record. - 2017. - Vol. 3(2). - Pp. 187-200.
16. Bhatia M.R., Crook K.A.W. Trace element characteristics of graywackes and tectonic setting discrimination of sedimentary basins // Miner. Petrol. - 1986. - Vol. 92. - Pp. 181-193.
17. Collinson J.D. Alluvial sediments. In: Sedimentary environments and facies (Ed. H.G. Reading). - Oxford, UK: Blackwell Scientific Publications, 1996. - Pр. 37-82.
18. Dixon J. Regional lithostratigraphic units in the Triassic Montney Formation of western Canada // Bull. Can. Pet. Geol. - 2000. - Vol. 48. - Pp. 80-83.
19. Hammer E., Moek M.B.E., Naess A. Facies controls on the distribution of diagenesis and compaction in fluvial-deltaic deposits // Marine Petrol. Geol. - 2010. - Vol. 27. - Pp. 1727-1751.
20. Hassan S., Ishiga H., Roser B.P. Geochemistry of Permian-Triassic shales in the Salt Range, Pakistan: implications for provenance and tectonism at the Gondwana margin // Chem. Geology. - 1999. - Vol. 158. - Pp. 293-314.
21. Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. - Екатеринбург: УРО РАН, 1998. - 239 с.
22. Белоусов П.Е., Крупская В.В. Бентонитовые глины России и стран ближнего зарубежья // Георесурсы. - 2019. - № 21(3). - C. 79-90.
23. Количественные методы определения содержания монтмориллонита в бентонитовых глинах / П.Е. Белоусов, Б.В. Покидько, С.В. Закусин, В.В. Крупская // Георесурсы. - 2020. - № 3. - С. 38-47.
24. Хлыбов В.В. Глинистые минералы триасовых отложений северо-востока европейской части СССР. - Л.: Наука, 1989. - 104 с.
25. Грег С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость. - М.: Мир, 1970. - 401 с.
26. Дзюбло А.Д. Удельная поверхность пород-коллекторов в нефтегазовой геологии // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2006. - № 12. - С. 60-66.
27. Карнаухов А.П. Адсорбция. Текстура дисперсных и пористых материалов. - Новосибирск: Наука, 1999. - 470 с.
28. Zixuan L., Detian Y., Xing N. Insights into Pore Structure and Fractal Characteristics of the Lower Cambrian Niutitang Formation Shale on the Yangtze Platform, South China // J. of Earth Science. - 2020. - № 31(1). - Pр. 169-180.
Back to issue