В.В. Поспелов, О.А. Шнип (ГАНГ им. И.М. Губкина)

О значении цеолитов в формировании коллекторских свойств осадочных и вулканогенных пород, содержащих скопления углеводородов, накоплена обширная информация. Значительно менее изучено влияние цеолитов на изменение фильтрационно-емкостных свойств магматических пород, особенно если учесть, что цеолитизация часто является одним из основных постмагматических процессов. Однако в технической литературе почти не рассмотрено влияние цеолитов на нефть и газ в цеолитизированных породах. В этом отношении очень интересным объектом считается фундамент шельфа Южного Вьетнама, где открыто несколько месторождений углеводородов. Одно из них – Белый Тигр – находится в разработке, причем более 90 % добычи приходится на породы фундамента [4].

Литолого-физические и скважинные геофизические исследования, а также результаты освоения скважин, пробуренных на фундаменте месторождения Белый Тигр, подтвердили высказанное авторами этой статьи мнение о существенной и неоднозначной роли цеолитизации в процессах аккумуляции и фильтрации углеводородов, о зависимости свойств углеводородов от количества и характера залегания цеолитов в фундаменте. Это послужило основой для постановки всесторонних исследований, первые результаты которых были опубликованы во вьетнамской печати (Shnip O.A. et al., 1994).

Фундамент шельфа Южного Вьетнама, вскрытый несколькими десятками скважин, сложен преимущественно кислыми глубинными породами – гранитами, гранодиоритами, лейкодиоритами с несколько повышенной щелочностью. Возраст монофракций биотита из гранитов и гранодиоритов калий-аргоновым методом определен как ранняя юра – поздний мел. Фундамент перекрыт породами палеогена, представленными песчаниками, аргиллитами, алевролитами с прослоями вулканогенных пород основного и щелочного составов. Последние образовались в процессе рифтогенеза, проявившегося в олигоценовое время. Промышленные залежи нефти на шельфе открыты в фундаменте, а также в терригенных (нижний – верхний олигоцен, миоцен), вулканогенных (верхний олигоцен) и карбонатных (миоцен) породах.

Фундамент месторождения Белый Тигр образует четко выраженный горст, разделенный разломами на три блока. Скважины, пробуренные на месторождении, вскрывают кровлю фундамента на глубине 3060-4320 м, максимальная проходка по фундаменту одной скважиной составляет 1677 м. Петрографические и литолого-физические исследования пород разреза шельфа Южного Вьетнама начались в 1974 г., когда фирмой "Мобил" была пробурена первая скважина. С 1988 г. эти работы расширились в связи с обнаружением промышленной залежи нефти в породах фундамента месторождения Белый Тигр совместным предприятием "Вьетсовпетро". При изучении керна этого месторождения, а также и других площадей шельфа было установлено широкое развитие цеолитов в породах фундамента и олигоцена.

Гидротермальные растворы циркулировали по разломам и трещинам. Можно выделить не менее трех этапов гидротермальной деятельности в диапазоне температур от 100 до 600 °С [2]. Наиболее интенсивно проявились низкотемпературные гидротермы, что привело к образованию цеолитов, кальцитов, хлоритов. Особенно широкое развитие получили цеолиты. На растровых электронно-микроскопических снимках они представлены агрегатами удлиненно-пластинчатых кристаллов размером до 100 мкм (рис. 1).

Цеолит (ломонтит) достаточно уверенно идентифицируется масс-термометрией по характерным пикам на кривых ДТГ (рис. 2). В образцах керна отмечены трещины раскрытостью до 3 см, заполненные цеолитом с кальцитом. Цеолит образуется и в матрице породы: он частично или полностью замещает зерна полевых шпатов, корродирует кварц, замещает биотит по плоскостям спайности.

Степень цеолитизации породы зависит от расстояния до проводящей гидротермальные растворы трещины. Первые кристаллы цеолитов появляются в 7-8 см от трещины, по мере приближения к ней количество цеолитов увеличивается и у стенки трещин в гранодиоритах или лейкодиоритах оно может достигать 40-60 %.

Гидротермальное воздействие приводит к образованию разной величины каверн, неравномерно распределенных в породе или четкообразно расположенных вдоль трещин (рис. 3). Некоторые из этих каверн частично или полностью заполнены цеолитом с кальцитом.

Осадочные породы нижнего олигоцена подверглись интенсивному воздействию процессов катагенеза на грани с метаморфизмом, поэтому их первичная гранулярная пористость сильно уменьшена за счет уплотнения, регенерации кварца и др. Пустотность этих пород в основном связана с вторичными изменениями, главные из которых – цеолитизация.

Тип и количество цеолита в породах олигоцена и фундамента определялись в шлифах под поляризационным микроскопом с помощью рентгеноструктурных и масс-термических анализов, на электронном микроскопе и микрозондом. Отметим, что иногда анализировались образцы с повышенным содержанием цеолита (с прожилками, миндалинами и др.) для более уверенной его идентификации. Поэтому не всегда процентное содержание цеолитов можно распространить на весь объем пород в районе данной скважины. Цеолиты во всех типах пород представлены почти исключительно ломонтитом или дегидратированной разностью – леонгардитом – кальциевым цеолитом (CaAl₂Si₄O₁₂·4H₂O) с размерами окон главных каналов 0,46x0,63 нм с долей свободного объема в структуре 34 % [1 ]. В отдельных образцах иногда присутствуют и другие типы цеолитов. Так, в биотитовом гранодиорите и амфиболитовом лейкодиорите фундамента месторождения Белый Тигр, по данным Е.И. Ереминой (по одному образцу), наряду с ломонтитом обнаружен тамсонит (CaNa₂Al₂Si₂O₈·2,5H₂O), а в диабазовом порфирите верхнего олигоцена – стильбит (CaNa₂Al₂Si₆O₁₆·6H₂O). Однако содержание этих цеолитов незначительное.

Возникает вопрос: почему в породах разного состава, происхождения и возраста преобладает лишь один тип цеолита – ломонтит? Ведь известно, что минеральные особенности цеолитов зависят от состава вмещающих пород, химизма среды, температуры и давления. Единственное объяснение, которое можно предложить, следующее. Первоначально в разнообразных породах олигоцена и фундамента в зависимости от существовавших условий образовались разные типы цеолитов. В процессе геологической истории района эти условия (температура, давление, рН, химизм среды) выровнялись и сформировавшиеся ранее цеолиты преобразовались в ломонтит. Так, на одном из месторождений Калифорнии в процессе диагенеза в цементе миоценовых песчаников образовался гейландит (СаА1₂Si₆О₁₆·5Н₂О), затем преобразовавшийся в ломонтит. Этот процесс начался на глубине 2743 м [1]. Возможность перехода одной разновидности цеолита в другую с изменением условий подтверждена и экспериментально.

Количество ломонтита в породах разного состава варьируется в весьма широких пределах (таблица).

Наиболее цеолитизированы глубинные породы повышенной основности – гранодиориты и лейкодиориты со средним содержанием СаО 2,71 и 4,09 % соответственно.

Процесс цеолитизации, связанный с гидротермальной активностью в гранитоидном массиве, сопровождается формированием зон разуплотнения вдоль тектонических или контракционных нарушений. Цеолиты образуют пористые агрегаты характерной структуры (см. рис. 1), замещая неустойчивые минералы основной массы, а также заполняя трещины и каверны.

В зонах разуплотнения объемная плотность пород существенно снижается. Так, для измененных гранитов Северного блока месторождения Белый Тигр (объект В) она составляет в среднем 2,5 против 2,6 г/см³ в слабоизмененных породах такого же состава на Центральном блоке. Средняя открытая пористость этих гранитов соответственно 4,1 и 1,15 %. Аналогичное изменение пористости при цеолитизации наблюдается и у других разновидностей пород фундамента.

2. Присутствием в цеолитовых агрегатах заметного объема пор размером 0,2-5,0 мкм ("мезопор", по классификации М.М. Дубинина), обнаруженных в образцах ломонтита по характерному объему изотермы адсорбции паров воды с приближением к давлению насыщенного пара (рис. 4).

Кроме того, разрушение ломонтита и его преобразование в каолинит или полевой шпат при нарушении термодинамического или физико-химического равновесия системы порода – флюид приводят к возникновению дополнительного пустотного пространства. При этом из-за значительного молярного объема ломонтита освобождается до 30 % объема твердой фазы. Это означает, что при первоначальном объеме ломонтита 15 % пористость породы в процессе диагенеза может возрасти от 2 до 5 %.

Неоднозначное влияние вторичных гидротермальных процессов на фильтрационно-емкостные свойства месторождения Белый Тигр привело, по-видимому, к условно-линзовидной структуре коллекторов в фундаменте Северного блока, где эти процессы наиболее развиты. Образовавшиеся проницаемые и пористые участки оказались разделенными "литологическими" экранами, исключая тем самым их заполнение нефтью или затрудняя гидродинамическую сообщаемость. Такая неоднородность коллекторских свойств по площади и разрезу гидротермально измененных (цеолитизированных) туфов обнаружена и в Восточной Грузии (Гринберг и др., 1988; Vernik, 1990). Результатом является непостоянство (быстрое падение) или полное отсутствие дебитов нефти в соседних скважинах. Это особенно характерно для западной и восточной периферии Северного блока месторождения Белый Тигр.

Цеолиты из-за развитой системы полостей могут служить своеобразным резервуаром газообразных и, возможно, жидких углеводородов. "Ситовой" эффект этих минералов обусловливает их избирательную способность адсорбировать те компоненты углеводородов, размер молекул которых не превышает размера "окон", т.е. нормальные алканы (С₁-С₆). Дополнительная активация более крупных молекул углеводородов способствует преодолению ими потенциального барьера, образуемого адсорбированными на внутренней поверхности цеолита гидратированными обменными катионами, и эти молекулы также могут проникать в каналы цеолита.

Наконец, отметим способность цеолитов капсулировать флюиды, проникшие в их внутренние полости. Эвакуация "защемленного" флюида, в первую очередь пластовой воды, требует разрушения (механического или химического) каркаса минерала или интенсивного термического воздействия. Эффект "капсулирования" объясняет существенное различие коэффициентов остаточной водонасыщенности К_во, определенных прямым способом в аппаратах Дина-Старка и центрифугированием водонасыщенных образцов. Величина К_во во втором случае, по данным авторов статьи, оказалась в 2-3 раза выше, что объясняет известный факт низких сопротивлений цеолитизированных продуктивных участков разреза фундамента на диаграммах электрометрии скважин.

Приведенные данные свидетельствуют о существенном влиянии природных цеолитов на формирование резервуаров углеводородов как в вулканогенно-осадочном комплексе, так и в магматических породах. Несомненна роль этих минералов и в процессах миграции, аккумуляции нефти и газа, а также в изменении их состава и физико-химических свойств залежи. Цеолиты – не только "геологический термометр" на термобарическую обстановку постмагматических процессов, но и индикатор зон возможного нефтегазонакопления. С этих позиций оправдана постановка более глубоких комплексных исследований цеолитов и процессов цеолитизации в разных нефтегазоносных бассейнах, прежде всего в районах Западной Сибири.

1. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. -М.: Мир, 1976.
2. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / Л.Н. Дмитриевский, Ф.А. Киреев, Р.А. Бочко, Т.А. Федорова // Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1992. - № 5. - С.119-128.
3. Киселев А.В., Древинг В.П. Экспериментальные методы в адсорбции и молекулярной хроматографии. - М • МГУ, 1973.
4. Reservoires in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam / Areshev E.G., Tran Le Dong, Ngo Thuong San, Shnip O.A. // J. of petroleum geology. - 1992. -Vol. 15(4). - P.451-464.

Zeolitization is one of the major postmagmatic processes in the basement of offshore South Vietnam composed mainly of acid abyssal rocks -granites, granodiorites and leucodiorites. The most completely studied are the secondary processes in the basement of the White Tiger (WT) field, the oil pool of which is under development since 1988. As a result of tectonic, hydrothermal and hyper-gene activity there was formed a reservoir of complicated structure where zones of zeoliti/ation (decompaction) are found practically over the entire stripped basement's thickness and can be observed in lower parts of sedimentary cover - Lower Oligocene terrigene and effusive rocks. The absolutely prevalent type of zeolite in the sequence is laumontite which is especially abundant at the North block of WT in rocks of increased basicity, i.e. in granodiorites and leucodiorites mounting up to 30-40% here.

The zones of zeolitization are being formed along tectonic or contraction disturbances replacing unstable matrix minerals and filling up fissures and caverns. The process is accompanied by decrease in volumetric density of granitoids and increase in open porosity. As regards granites of the WT North and Central blocks the latter averaged 4.1 and 1.15% respectively. Effective porous space giving increase the reservoir's useful capacity was found in zeolitic aggregates.

The impact of zeolites on porosity and permeability of magmatic rocks can not be single-valued. The negative effect is observed under paragenetic zeolite association with calcite. The closing of the fractures (fluid conductors) in the decompaction zone results in isolation from each other and the reservoir assumes a lenticular character. This is likely to explain a significant difference in flow rates of adjacent wells and their rapid drop at the WT North block.

Owing to developed system of inner cavities and "capsulation" effect the zeolites can be regarded as a peculiar reservoir of gaseous (mainly normal alkanes) and possibly liquid hydrocarbons. "The sieve effect" - an ability to adsorb molecules of exactly fixed size - controls both hydrocarbon composition and that of exchange complex in zeolite cavities, while the "capsulation" effect allows it to retain adsorbed gas and zeolitic water over a wide range of variations in thermobaric conditions.

Примечание. Числитель – среднее значение, знаменатель – вариации значений, в скобках – число анализов

Аппроксимирующие кривые: 1 - адсорбции; 2 - десорбции