СОСТАВ И ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ФЛЮИДОУПОРОВ РАННЕТРИАСОВОГО ВОЗРАСТА НА СЕВЕРЕ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОЙ СТРУКТУРНОЙ ЗОНЫ (ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ ПРОВИНЦИЯ)
УДК: 550.84:553.982(470.111)
DOI: 10.33285/2413-5011-2021-10(358)-5-14
Авторы:
ТИМОНИНА НАТАЛЬЯ НИКОЛАЕВНА1,
НЕЧАЕВ МАКСИМ СЕРГЕЕВИЧ1
1 Институт геологии ФИЦ Коми НЦ УрО РАН, г. Сыктывкар, Россия
Ключевые слова: природный резервуар; флюидоупор; литотипы; пористость; проницаемость; структура порового пространства.
Аннотация:
Актуальность исследования определяется тем, что триасовые отложения на севере Тимано-Печорской провинции вмещают залежи как тяжелой высоковязкой нефти, так и природного газа, которые могут удерживать флюидоупоры с хорошими изолирующими свойствами. Цель работы состояла в оценке экранирующих свойств глинистых толщ на основании комплексного исследования их состава, особенностей формирования и характера распространения. Методы исследования включали литологическое изучение керна скважин, анализ геофизических материалов, детальное изучение проводилось с помощью рентгеновской дифрактометрии глинистой составляющей, растровой электронной микроскопии, низкотемпературной адсорбции инертного газа. Результаты. Флюидоупоры представлены глинами аргиллитоподобными, часто тонкоотмученными красно-коричневыми, бурыми с прослоями алевролитов и песчаников. Минеральный состав глин представлен смектитом, иллитом, каолинитом, хлоритом, смешанослойными минералами иллит-смектитового типа. Выявлена связь между параметрами структуры порового пространства и минеральным составом, показано, что размер и характер распределения пор, в основном, контролируются относительным содержанием смектита и каолинита. Показано, что величина удельной поверхности пород различного состава определяется в основном составом и типом глинистого цемента. В глинистых прослоях с высоким содержанием минералов группы смектита зафиксированы большие значения удельной поверхности. В то же время, в прослоях с более высоким содержанием каолинита отмечены более низкие значения удельной поверхности.
Список литературы:
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.
Назад в номер