О
НЕКОТОРЫХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ ГЛИН НИЖНЕГО КАРБОНА АРЛАНО-ДЮРТЮЛИНСКОЙ
ЗОНЫ
Л. Н. Малышева, И. Л. Мархасин, Г. А. Бабалян
Известно, что почти все
нефтеносные песчаники содержат в своем составе глинистые минералы. Набухание и
разрушение пластовых глин при фильтрации воды, отличающейся по химическому
составу от пластовой, снижают проницаемость пласта. Так, на ряде месторождений
Апшеронского полуострова наблюдалось прекращение продвижения водонефтяного
контакта вследствие набухания глинистых частиц песчаника при соприкосновении их
с пластовой щелочной водой.
При бурении скважин,
особенно на большую глубину, взаимодействие фильтрата бурового раствора с
глинистыми пластами может изменить механическую прочность последних и привести
к обвалам. Поэтому надо разработать методику правильного выбора воды при
заводнении, а также при приготовлении бурового раствора. Для этого необходимо
знать свойства тех глин, с которыми вода будет контактировать.
Физико-химическое
взаимодействие глины с водой зависит от типа глинистых минералов, состава
поглощенных оснований и химического состава воды. Так, по способности
гидратироваться в воде глинистые минералы располагаются в ряд: группа
монтмориллонита > группы гидрослюд > > группы каолинита.
Одновалентные катионы,
содержащиеся в поглощенном комплексе, обусловливают наибольшее набухание,
диспергацию и устойчивость суспензий. Эти явления выражаются в меньшей степени
при наличии трехвалентных и двухвалентных катионов [3, 4]. Например,
присутствие Са**, который является хорошим коагулятором, способствует
агрегированию глинистых частиц, образованию водопрочных структур. Поэтому
кальциевые глины по сравнению с другими глинами более водопроницаемы и менее
поддаются размыву водой.
Противоположное действие
в образовании структур оказывает Na*. Преобладание Na* в поглощенном комплексе способствует пептизации
коллоидов в воде. Таким образом, натриевые глины становятся малопроницаемыми для
воды.
При взаимодействии глины
с водой, содержащей электролиты, между ними возможен катионный обмен. В
результате состав поглощенного комплекса глин, а следовательно, и свойства глин
могут изменяться, что вызовет неустойчивость глинистых частиц, расширение
отдельных хлопьев, их распад, а также повлечет за собой закупорку поровых
каналов [5]. Чем больше емкость поглощения минерала, тем более сказывается этот
эффект. Если глины полиминеральны, то небольшая примесь минералов с высокой
емкостью поглощения создает ослабленные места, за счет которых может начаться распад
частиц.
Следовательно, для
предотвращения реакций обмена необходимо, чтобы катионный состав жидкости
соответствовал катионному составу глин. Необходимо определить характер глин в
пластах с учетом их минерального типа, способности катионного замещения,
величины набухания, а также их процентного содержания и типа залегания.
В настоящей работе
приводится описание исследованных аргиллитов, алевролитов и глинистых
песчаников угленосной свиты Арланского нефтяного месторождения.
После тщательного
экстрагирования алевролиты и глинистые песчаники отмывали от солей и фракцию 0,005 мм отмучивали, а образцы аргиллитов также отмывали от солей, растирали в ступке резиновым
пестиком, затем просеивали через сито с отверстием 0,1 мм. Некоторые аргиллиты тоже отмучивали. Затем обработанные образцы исследовали для определения:
емкости поглощения, содержания Са** и Na* в обменном комплексе, максимальной гигроскопичности,
коэффициента набухания, минерального типа.
Все глины обладают
обменной катионной способностью, т. е. способностью поглощать катионы из
окружающей среды и одновременно выделять соответствующее количество других
ионов, находящихся в глине в обменном состоянии. Сумма поглощенных катионов в мг-экв,
рассчитанная на 100 г породы, называется емкостью поглощения.
Различные минералы
обладают разной способностью катионного обмена. В табл. 1
дана емкость поглощения различных минералов.
Для определения емкости
поглощения нами использовался универсальный метод Г.В. Захарчука [6],
применяемый как для карбонатных, так и для некарбонатных пород.
Десорбцию Na* и Са**
проводили спиртово-калиевым методом [3], основанным на нерастворимости
карбонатов в спиртовом растворе КСl.
Количество
десорбированного Са** определяли титрованием децинормальным раствором трилона Б
в присутствии мурексида, количество десорбироваиного Na* -
спектральным анализом (пламенный фотометр).
Для проверки правильности
полученных результатов были сделаны определения по глинам из коллекции М.Ф. Викуловой
[3]. Результаты наших определений оказались достаточно близкими к этим
значениям (табл. 2). Результаты определений емкости поглощения
и содержания Са** и Na* во всех исследуемых образцах глин
приведены в табл. 3. Из табл. 3 видно, что все величины
емкости поглощения находятся в пределах 10-45 мг-экв. Сравнение этих значений с
данными табл. 1 показывает, что, судя по величинам емкости поглощения,
исследуемые глины могут быть каолинитового и гидрослюдистого типа.
Содержание Са** во всех
образцах преобладает, за исключением скв. 22 (1233,8- 1237,4 м), где Na* больше, чем Са**, и скв. 54 (1265,5-1267,7 м), где Na* и Са** примерно поровну.
Большое содержание Са**
свидетельствует о том, что глины этого месторождения мало реагируют с пресной
водой.
Наличие большого
количества Na*
в двух указанных выше
образцах аргиллитов, относящихся к верхней пачке, позволяет сделать
предположение, что в аргиллитах верхней пачки могут встречаться набухающие
натриевые глины. Объяснить это можно тем, что погребенные воды, содержащиеся в
этих аргиллитах, имеют, вероятно, несколько иной солевой состав.
Определение максимальной
гигроскопичности глины, характеризующей ее гидрофильность, имеет важное
значение, так как устанавливается такое максимальное количество паров воды,
которое может поглотить навеска породы, если ее поместить в атмосферу, имеющую
относительную влажность около 96% [4]. Для одной и той же породы это количество
постоянно и зависит от многих причин: размера частиц, количества коллоидов, их
минералогического и химического состава, количества и состава поглощенных
катионов. Породы, содержащие поглощенный Na, имеют большую максимальную гигроскопичность, чем породы,
содержащие Са.
В табл.
4 приведены данные максимальной гигроскопичности разных глин [4].
Максимальная
гигроскопичность гидрослюдистых глин имеет промежуточное значение между
каолинитом и монтмориллонитом.
Из табл.
3 видно, что в исследуемых образцах максимальная гигроскопичность
колеблется в интервале от 1,5 до 26,5%. Большая часть из них имеет 5-7 %
гигроскопической воды. Сопоставление этих значений со значениями, приведенными
в табл. 4, показывает, что максимальная гигроскопичность
в таких пределах свойственна в основном каолинитовым и гидрослюдистым глинам.
Определение коэффициента
набухания (Набуханием
называется процесс поглощения жидкости твердой фазой с увеличением объема последней.) глин проводилось по методике
К.Ф. Жигача и Н.Н. Ярова [7] в дистиллированной и пластовой водах (табл. 5). Для сопоставления результатов были сделаны
определения на монтмориллоните (набухающем), гидрослюде и талалаевской глине
(каолинитового типа).
Полученные величины
набухаемости пластовых глин находятся в соответствии с величиной набухаемости
гидрослюдистой и каолинитовой глины. Набухаемость пластовых глин в
дистиллированной и пластовой водах одинакова.
Для определения
преобладающего глинистого минерала применяли термический анализ(Определения проводились в Уф НИИИ. Ф.
Журенко)[3]. Термограммы
приведены на рис. 1 и 2.
Результаты термографического
анализа хорошо согласуются с предыдущими анализами. Исследуемые образцы глин
показывают на термограммах признаки глин гидрослюдистого и каолинитового типа с
большими примесями органического материала. Некоторые образцы показывают на
термограммах признаки гидрослюды и монтмориллонита: скв. 54 (1265,5 - 1267,7 м); скв. 81 (1337,5-1341,8 м); скв. 81 (1345,7-1350,7 м). Это возможно за счет небольших примесей монтмориллонитовых глин или за счет стадийного перехода гидрослюдистых
минералов в монтмориллонитовые.
Проведенный комплекс
исследований показал, что изучаемая глина оказалась слабонабухающей. Если
невысокая емкость поглощения не является доказательством этого, поскольку она может
быть пониженной за счет примеси, состоящей из нейтральных частиц, которые не поглощают
катионов, то термографический анализ подтверждает принадлежность пластовых глин
к гидрослюдистому и каолинитовому типу, а сравнительно низкая максимальная гигроскопичность
свидетельствуем о слабой гидрофильности глин. Преобладание Са** в обменном
комплексе глин свидетельствует о том, что глина - слабо набухающая, к какому бы
минеральному типу она ни относилась. Это же подтверждают непосредственно замеренные
величины коэффициентов набухаемости.
Хорошо набухающая
монтмориллонитовая глина имеет коэффициент набухания 2,43 (в дистиллированной
воде), а в исследуемых пластовых глинах он не превышает 0,60.
Набухаемость пластовых
глин в дистиллированной и пластовой водах одинакова. Это хорошо согласуется с
тем, что у пластовых глин преобладающим катионом в обменном комплексе является
Са**, который способствует агрегированию глинистых частиц. В пластовой воде
катионов Na**
содержится больше,
чем катионов Са**, но Са** более активен и замещает другие катионы. Поэтому
кальциевые глины при контакте с пластовой водой остаются в стабильном
состоянии. В дистиллированной же воде кальциевые глины мало набухают. Это
значит, что глина, контактировавшая с пластовой водой и находившаяся с ней в
равновесии, после замены пластовой воды на дистиллированную, или воду,
содержащую катионы Са**, почти не изменяет свой объем. Замена пластовой воды на
воду, содержащую катионы натрия, например раствор NaCl, приведет к тому, что Na* из раствора вытеснит в какой-то степени Са** из
обменного комплекса глины, заняв там его место. Вследствие этого глина станет
более набухающей. Это скажется при дальнейшей смене воды на пресную.
Следует заметить, что
повышенное содержание Na** в двух исследуемых образцах глин говорит о том, что в
месторождении могут встречаться участки, содержащие глины, хорошо набухающие в
воде.
Кроме того, повышенное
содержание Na*
в пластовых глинах может
служить предпосылкой к тому, что в различных участках нефтяной залежи солевой
состав, погребенных вод будет различным.
На основании изложенного
можно сделать следующие выводы.
1.
Исследуемые
глины угленосной свиты Арланского месторождения относятся к гидрослюдистому и каолинитовому
типу с возможными примесями монтмориллонитовых минералов.
2.
Величины
емкости поглощения исследуемых глин, максимальной гигроскопичности,
набухаемости, а также преобладание катионов Са** в обменном комплексе глин свидетельствуют
о слабой набухаемости исследуемых глин.
3.
Непосредственно
замеренные величины коэффициентов набухания показывают, что хорошо набухающие монтмориллонитовые
глины имеют коэффициент набухания в дистиллированной воде 2,43, а исследуемые
пластовые глины - не более 0,60. Набухаемость пластовых глин, в дистиллированной
и пластовой водах одинакова.
4.
Встречающееся
в некоторых образцах повышенное содержание Na* позволяет сделать предположение, что состав погребенной
воды по данному месторождению может быть неодинаков и отличаться от состава законтурной
воды.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Барышев
В.М., Мовсесян С. Г.Влияние набухания глинистых компонентов песка на скорость
продвижения водонефтяного контакта. Нефт. хоз., № 11, 1950.
2.
Маскет М.
Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат,1953.
3.
Методическое
руководство по петрографо-минералогическому изучению глин. Труды ВСЕГЕИ, Госгеолтехиздат,
1957.
4.
Горбунов
Н.И. Почвенные коллоиды. Изд. АН СССР, 1957.
5.
Grim R.Е. Отношение
минералогии глин к происхождению и отдаче нефти. Byl. of the Am, ass of Petrol, geol., vol. 31 N 8, pp. 1491 - 1499, 1947.
6.
3axapчук Г.В. Новый универсальный метод определения
емкости поглощения. Почвоведение, № 7, 1953.
7.
Жигач К.Ф.,
Яров Н. Н.Об оценке набухаемости глины. Изв. МВОСССР, сер. Нефть и газ, № 10,
1959.
8.
Алиев
Ш.Н., Бабалян Г.А.О подвижности контуров нефтеносности. Азнефтеиздат, 1956.
УфНИИ
Таблица 1
|
Минералы
|
Емкость поглощения, мг-экв/
100 г
|
|
|
по Гриму
|
по Льюису
|
|
Монтмориллонит
|
80-150
|
99-116
|
|
Гидрослюда
|
20-40
|
24-250
|
|
Каолинит
|
3-15
|
2-25
|
Таблица 2
|
Глина
|
Месторождение глины
|
Емкость
|
Емкость по [3]
|
Са**
|
Са** по [3]
|
Na*
|
Na* по [3]
|
|
мг-экв/100 г
|
|
Монтмориллонит
|
с. Гумбри, Кутаисская область
|
122
|
125,5
|
96
|
98,8
|
4,24
|
3,73
|
|
Гидрослюда
|
Левый берег р. Тосно при впадении р. Саблинки,
Ленинградская область
|
20
|
20,8
|
16
|
|
2
|
|
Таблица 3
|
скважины
|
Интервал отбора образца, м
|
Горизонт
|
Краткая литологическая характеристика породы
|
Фракция, < мм
|
Набухание по Ярову, %
|
Максимальная гигроскопичность, %
|
Емкость поглощения, мг-экв.
|
Са**,м -экв
|
Na*',мг-экв
|
Минеральный тип(термоанализ)
|
Месторождение
|
|
дистиллированная
|
пластовая
|
|
34
|
1256,6-1256,7
|
Нижняя продуктивная пачка основного пласта
|
Песчаник нефтеносный
|
0,005
|
-
|
-
|
7,53
|
-
|
-
|
-
|
Каолинитовый в качестве значеной примеси
|
Арлан
|
|
42
|
1252,2-1253,0
|
Подошва верхней пачки
|
Песчаник глинистый
|
0,005
|
-
|
-
|
10,03
|
-
|
-
|
-
|
Гидрослюдистый (разрушенный)
|
То же
|
|
54
|
1265,5-1267,7
|
Верхняя пачка
|
Аргиллит темно-серый
|
0,005
|
|
|
10,36
|
|
8,0
|
6,3
|
Гидрослюдистый (близкий к монтмориллониту)
|
»
|
|
62
|
1233,8-1237,4
|
То же
|
То же
|
0,1
|
-
|
-
|
7,55
|
28,3
|
9,6
|
15,7
|
Гидрослюдистый
|
»
|
|
81
|
1337,5-1341,8
|
»
|
То же, алевритистый, слюдистый горизонт с прослоями
светло-серого алевролита
|
0,005
|
|
|
12,2
|
20,0
|
9,2
|
1,2
|
Гидрослюдистый (близкий к монтмориллониту)
|
|
|
81
|
1345,8-1350,7
|
»
|
Алевролит песчанистый, почти черного цвета, сильно
углистый, слюдистый
|
0,005
|
-
|
-
|
18,21
|
18,2
|
14,4
|
1,3
|
То же
|
» ;
|
|
220
|
1288,9-1293,6
|
Низ нижней пачки
|
Аргиллит серый
|
0,005
|
|
|
5,24
|
|
|
|
Каолинитовый
|
»
|
|
221
|
1290,7-1293,4
|
То же
|
То же
|
0,005
|
-
|
-
|
11,2
|
11,0
|
|
|
|
»
|
|
325
|
1288,7-1292,8
|
»
|
Аргиллит
|
0,1
|
48,0
|
35,4
|
4,8
|
11,4
|
9,6
|
1,8
|
Гидрослюдистый (близкий к монтмориллониту)
|
»
|
|
330
|
1246,0-1250,4
|
Верхняя пачка
|
Алевролит
|
0,005
|
-
|
-
|
12,15
|
45,5
|
|
1,54
|
»
|
»
|
|
78
|
1349,46-1350,1
|
То же
|
Песчаник нефтеносный
|
0,01
|
|
-
|
8,1
|
10,0
|
|
|
|
»
|
|
325
|
1288,7-1292,8
|
Низ нижней пачки
|
Аргиллит
|
0,005
|
60,6
|
73,0
|
13,76
|
17,0
|
12,0
|
1,75
|
Гидрослюдистый
|
»
|
|
5
|
1212,4-1213,4
|
Верхняя пачка
|
Песчаник нефтеносный
|
0,005-0,001
|
-
|
-
|
26,5
|
-
|
|
|
-
|
Ново-Хазино
|
|
2
|
1234,4-1236,0
|
То же
|
То же
|
-
|
-
|
-
|
11,8
|
-
|
-
|
-
|
Гидрослюдистый
|
То же
|
|
58
|
1254-1258,0
|
»
|
Аргиллит темно-серый, алевритистый, с пиритизированным
растительным детритом
|
0,1
|
59,0
|
56,0
|
3,3
|
20.0
|
15,6
|
|
То же
|
Арлан
|
|
62
|
1242,8-1245,6
|
»
|
Аргиллит черный, слюдистый, с зеркальным скольжением
|
0,1
|
61,0
|
-
|
7,4
|
-
|
8,8
|
2,5
|
-
|
То же
|
|
53
|
1235,1-1239,5
|
»
|
Алевролит
|
0,01
|
-
|
-
|
9,0
|
11,5
|
6,4
|
3,41
|
-
|
»
|
|
40
|
1264,9-1269,2
|
»
|
Песчаник углисто-глинистый, темно-серый, слоистый,
неравномерно известковый
|
0,1
|
12,5
|
20,3
|
17,4
|
18,8
|
14,4
|
2,09
|
Гидрослюдистый
|
Арлан
|
|
312
|
1275-1279
|
Кровля нижней пачки
|
Аргиллит темно-серый, алевритистый, слюдистый
|
0,1
|
3,4
|
6,6
|
1,5
|
14,8
|
12,6
|
1,9
|
Гидрослюдистый с примесями
|
»
|
|
81
|
1337,5-1341,8
|
Верхняя пачка
|
То же, с прослоями светло-серого алевролита
|
0,1
|
40,6
|
41,0
|
5,1
|
12,4
|
9,6
|
1,95
|
-
|
»
|
|
81
|
1345,8-1350,7
|
То же
|
Алевролит песчанистый, почти черного цвета, сильно
углистый, слюдистый
|
0,1
|
10,3
|
12,3
|
5,9
|
16,0
|
13,6
|
0,6
|
-
|
»
|
|
40
|
1286-1286,6
|
»
|
Песчаник нефтеносный, глинистый
|
0,005
|
-
|
-
|
5,55
|
13,0
|
-
|
-
|
Гидрослюдистый
|
»
|
|
Монтмориллонит (о. Гумбри, Кутаисской области,
ГрузССР)
|
|
-
|
-
|
-
|
21,2
|
122,0
|
-
|
4,24
|
-
|
-
|
|
Гидрослюда (левый берег р. Тосно при впадении р.
Саблинки, Ленинградская область)
|
|
-
|
47,7
|
28,0
|
7,2
|
20,0
|
16,0
|
2,02
|
-
|
-
|
|
Талалаевская глина (Башкирская, АССР)
|
|
-
|
41,0
|
36,0
|
10,1
|
16,0
|
14,4
|
10,9
|
_
|
_
|
|
Монтмориллонит* (с. Аскана, Махорадзев-ский район,
ГрузССР)
|
|
|
243,0
|
-
|
28,0
|
78,0
|
16,0
|
62,0
|
-
|
-
|
|
Са-монтмориллонит (получен из Аскапского месторождения)
|
|
|
-
|
-
|
21,7
|
61,0
|
56,0
|
2,52
|
-
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
• По содержанию Na его можно назвать Na-монтмориллонит
Таблица 4
|
Глины
|
Содержание частиц 0,001 мм, %
|
Максимальная гигроскопичность, %
|
|
Монтмориллонит
|
65
|
32,1
|
|
Бейделлит из почвы
|
54
|
22,0
|
|
Каолинитовая глина
|
20
|
4,0-7,0
|
Таблица 5
|
Глина
|
Набухание, %
|
|
дистиллированная вода
|
пластовая вода
|
|
Монтмориллонит (асканский)
|
243
|
28
|
|
Гидрослюда (Ленинградская область, р. Тосно)
|
47,7
|
|
|
Талалаевская (каолинитового типа)
|
41
|
36
|
Рис. 1.
1 -скв. 325 (1288,7 -1292,8 м), аргиллит, фракция < 0,005 – гидрослюда (неразрушенная); 2-скв.330 (1246-1250 ж),
аргиллит, фракция < 0,005 - гидрослюда (близкая к монтмориллониту); 3-скв. 325(1288,7-1292,8).
Аргиллит, фракция .< 0,1 -гидрослюда (близкая к монтмориллониту); 4 - скв. 81
(1345,8-1350,7 м), аргиллит, фракция < 0,005 -гидрослюда; 5-скв. 81(1337,5-1341,8 м), аргиллит, фракция < 0,005 -гидрослюда
(близкая к монтмориллониту); 6 - скв. 62(1233,8-1237,4 м), аргиллит, фракция <0,0) -гидрослюда; 7 - скв. 42(1252,2-1253 м), песчаник глинистый, фракция<0,005 -гидрослюда (разрушенная); 8 -скв. 34(1256,0-1256,7 ж),
аргиллит, фракция < 0,005- каолинит.
Рис. 2.
1 -скв. 220 (1288,9 - 1293,6 м), аргиллит, фракция <0,005-каолинит; 2 - скв. 54 (1265,5-1267,7 м), аргиллит, фракция <0,005- гидрослюда (близкая к монтмориллониту); 3-скв. 312 (1275-1279 м), аргиллит, фракция <0,1 -гидрослюда; 4- скв. 40 (1264,9- 1269,2), аргиллит, фракция <
0,1 - гидрослюда; 5 - Ново-Хазино 2, фракция < 0,005 - гидрослюда; в -СКВ.
58 (1254-1258 м), аргиллит, фракция <0.1 - гидрослюда.