Кремневые породы или сицилиты

Нефтеносность кремнистых пород  известна еще с XIX века. Это небольшие  месторождения в США (Калифорния, Силиконовая гора, Предаппалачский  прогиб), часто не связанные с  антиклинальными ловушками. К концу 1960-х годов мелкие залежи нефти  в кремнистых толщах были открыты  в разных регионах – в Японии, на Кубе, в Габоне, Тимано-Печорской  провинции, Среднем Поволжье и т. д. В последние десятилетия на шельфе Калифорнии открыт ряд месторождений, в том числе крупнейшее Пойнт-Аргуэлло, связанные с глинисто-кремнистыми  породами формации Монтерей (N₁). В 1982-1984 гг. в США в Уашитском поясе надвигов в Оклахоме открыты месторождения Мед, Кингстон, юго-западный Мойрес и др., связанные с новакулитами Арканзасса (S-D) и кремнистыми сланцами Биг-Форн (О).

Существует ряд классификаций  кремнистых пород (Г. И. Бушинский, У. Г. Дистанов, И. В. Хворова и др.). По содержанию SiO₂ выделяют силициты (SiO₂ >70%), глинистые силициты (50–70 % SiO₂), сильноглинистые силициты (30–50 % SiO₂), кремнистые аргиллиты, алевролиты, туфы (10–30 % SiO₂).

Из осадочных пород  фанерозоя и современных осадков  наиболее высокими концентрациями ОВ выделяются именно кремнистые породы – фтаниты, диатомиты, глинисто-диатомовые илы, самые низкие значения также  характерны для кремнистых пород  и осадков - радиоляритов и радиоляриевых  илов, т. е. далеко не все биогенно-кремнистые породы обогащены ОВ.

Залежи нефти, газа и твердых нафтидов приурочены к разным типам силицитов широкого возрастного диапазона (от ордовика до неогена) и к различным тектоническим структурам.

Объектом изучения являются кремнистые углеродсодержащие породы – к ним относят силициты с  содержанием ОВ от кларковых для  глинистых пород (0,8 %) и выше –  диатомиты, глинистые и туфодиатомиты, опоки, опоковидные силициты в опал-кристобалитовой  группе силицитов: халцедонолиты, фтаниты, кремнистые аргиллиты и кремнистые сланцы в группе кварц-халцедонового состава. Рассматриваемые породы в разнообразных сочетаниях образуют мощные (иногда до 2–3 км) толщи, часто ритмичного строения. Мощность ритмов от нескольких миллиметров до 8–10 см, что обусловлено чередованием прослоев пород с разным содержанием SiO₂: силицитов, глинистых сланцев, кремнистых аргиллитов, реже углеродистых и безуглеродистых сланцев. Такие ритмичные ассоциации кремнистых пород называют чертламенитами.

Эти толщи широко развиты  в кайнозойских бассейнах Тихоокеанской  активной океанической окраины: пиленгская свита Восточного Сахалина, ветловая свита Восточной Камчатки. Еще  более четко ритмичность проявлена  в мезозойских и палеозойских углеродсодержащих кремнистых толщах (эльдовакская свита Сихотэ-Алиня, фтаниты силура Южного Урала и ордовика Невады).

В силицитовых толщах ритмичность  проявляется не всегда. Иногда обнаруживается лишь нечеткая грубая слоистость, внутри слоев отдельные литотипы имеют  расплывчатые очертания, кремнистый и  глинистый материалы распространены «пятнами», терригенный материал алевритовой  размерности – «гнездами», также  неравномерно распределение по слоям  ОВ. Подобное строение имеют кремнисто-глинистые  толщи неогена Западной Камчатки, палеогена Кроноцкого района Восточной Камчатки, девонские кремнистые сланцы Хангерсвилл в Западной Вирджинии и Пенсильвании.

На примере кремнистых толщ Сахалина, Западной Камчатки, Чукотки, Предкарпатья, юго-западного Урала  и других были изучены нефтематеринские свойства различных силицитов. Источником SiO₂ и ОВ как в кайнозойских, так, видимо, и в мезозойских углеродсодержащих силицитах были водоросли с кремневой функцией, главным образом диатомовые, обеспечивающие 90 % современного кремненакопления и 50 % накопления ОВ. Эти водоросли отличаются высоким содержанием липидов (до 35 %). Редкие литотипы силицитов характеризуются повышенными содержаниями ОВ – до n %, а самое главное – высокой битумизацией его уже на низких уровнях катагенеза. Установлено, что новообразование и перемещение битуминозных компонентов в кремнистых толщах начинаются в среднем протокатагенезе и преобразование ОВ связано с перестройкой структуры SiO₂. Эмиграция жидких компонентов в ПК и приуроченность ее к определенному уровню преобразования SiO₂ были отмечены и для силицитов формации Монтерей (Williams, 1984).

Не только кайнозойские, но и фанерозойские биогенные  силициты рассматриваются как толщи  с повышенным нефтематеринским потенциалом, реализация которых происходит в  широком температурном и соответственно глубинном диапазонах, при этом коллекторами нефти и газа выступают те же углеродсодержащие силициты, как правило, пелитовой размерности, т. е. породы, обычно относимые к нефтематеринским и флюидоупорам. Таким образом, кремнистые углеродсодержащие толщи представляют собой автономную систему, объединяющую нефтегазопроизводящую толщу и нетрадиционный коллектор, и являются сингенетично-нефтеносными.

Особенность силицитовых  толщ и залежей в них состоит  в том, что нефть находится  обычно в породах с высокой  пористостью и очень низкой проницаемостью, зачастую катагенетически незрелых; для залежей отмечаются слабая связь  со структурным планом, отсутствие водонапорного режима. Продуктивные горизонты часто невыдержанны, пластовые  давления в соседних скважинах и  одинаковых глубинах нередко резко  отличаются. В процессе разработки меняет плотность нефти. Отмечается также необычная продолжительность  жизни скважин в подобных толщах.

Примеры нефтематеринских кремнистых толщ. Пиленгская свита нижнего неогена Восточного Сахалина – ритмичное переслаивание опоковидных сланцев, кремнистых аргиллитов и халцедонолитов. Содержание С_орг в целом несколько повышенное – 0,3–3 %, в среднем примерно 1 %. По комплексу геохимических параметров толща является нефтегазоносной. В 1970-х годах в ней открыто Окружное месторождение. Нефтесодержащие породы – халцедонолиты. Литотипы различаются по содержанию SiO₂, физическим свойствам и другим характеристикам. Наиболее распространены опоковидные силициты – светло-серые породы, выбеливающиеся, похожие на опоки, но плотнее и крепче их. Плотность – 1,8–2,4 г/см³, SiO₂ – 60–75 % (опал-кристобалит и реже кварц-халцедон).

На электронном микроскопе установлена агрегатно-глобулярная  структура опоковидных силицитов. Глобулы (размером 0,5–3 мкм) почти правильной шаровой формы, и образуемые ими  агрегаты (глобулиты), формируют жесткий  каркас породы. В строении матрицы  участвуют также остатки диатомовых водорослей с характерной ситовидной или ячеистой структурой. Открытая пористость матрицы 8–25 %. Матрица практически  непроницаема. Трещинная пористость – до n • 100 мД, в среднем – 150 мД, раскрытость трещин – от 3 до 100 мкм. Халцедонолиты – более чистые силициты, 75–86 % SiO₂. В них имеются раскристаллизованные участки, сложенные халцедоном. В электронном микроскопе прослеживается агрегатно-кристалломорфная микроструктура в сочетании с глобулярной. Плотность выше, пористость небольшая (5–10 %), очевидно, за счет наиболее плотной упаковки глобул. Средняя трещинная проницаемость – 80 мД, раскрытость трещин меньше – 0,5–30 мкм, но частота трещин по сравнению с опоковидными силицитами увеличивается.

Кремнистые аргиллиты  – глобулярно-пластинчатые микроструктуры, пластины глинистого минерала располагаются  между глобулами, глобуллятами, пустотное  пространство обычно сокращается. Общая  пористость – 5–15 %, трещиноватая проницаемость  близка к халцедонолитам.

Итак, для всех трех типов  кремнистых пород характерны вполне удовлетворительные фильтрационно-емкостные  свойства. Емкостные свойства определяются мелкими, в основном, субкапиллярными  порами между глобулами и глобулятами  силицитов и пластинками глинистых  минералов, причем более 60 % – межглобулярные пустоты размером 1–3 мкм, кроме того, имеют место биоморфные пустоты  в матрице породы – отдельные  обломки раковин, спикулы губок  и раковины радиолярий, которые сохраняются  вплоть до градации МК₂. Фильтрационные же свойства обусловлены трещинами разных ориентировки и геометрии. Помимо трещин, параллельных и субпараллельных слоистости, преобладающих в отдельных литотипах, четко прослеживаются тончайшие трещины, в целом перпендикулярные напластованию, обеспечивающие сообщение более или менее пористых разностей и фильтрационные свойства толщи в целом. Таким образом, коллектор пиленгской свиты – трещинно-поровый, а именно, трещинно-межглобулярный (Данченко, 1983).

Коллектор такого типа формируется  в кремнистых толщах с момента  возникновения глобулярной структуры  пород, связанной с переходом  аморфного SiO₂ (опал-А) в кристобалит-тридимитовый (опал-КТ), происходящим на градации ПК₂, и появлением кварц-халцедоновых модификаций SiO₂ на градациях ПК₃-МК₁.

Видимо, тот же коллектор  в формации Монтерей (месторождения  Элк-Хиллс, Сансет, Оркатт, Санта-Мария-Велли), где нефтеносны трещинные кремнистые сланцы и светлые фарфоровидные  порцелланиты на глубине до 1000 м, реже 1500 м (градации катагенеаз ПК₃, ПК₃-МК₁).

В Калифорнии нефть встречается  также и в диатомитах (биогенный  опал-А), пористость 50–60 %, но проницаемость  ничтожна. Относительно преобразованные  нефтематеринские кремнистые породы (МК_1-3) – кремнистые сланцы Хантерсвилл (D₃) – важный газоносный комплекс Западной Вирджинии и Пенсильвании.

Наиболее преобразованные  кремнистые породы – фтаниты и  фтанитоиды – темные кремнистые силициты с 80-95% SiO₂, кристалломорфной структурой, 1–1,5 % ОВ (средний мезокатагенез).

Итак, биогенные кремнистые углеродсодержащие толщи диагенетично-нефтегазоносны на разных этапах их поступательной эволюции вплоть до позднего МК.

На первом этапе (ПК_1-2) кремнистые породы представлены диатомитами, туфо- и глинистыми диатомитами, основной породообразующий минерал – опал-А, коллектор биоморфный с очень высокой пористостью, содержат залежи тяжелой нефти и «сланцевого» масла, проницаемость ничтожна, отдача только за счет вторичных методов обработки коллекторов.

Второй этап – ПК₃-МК₁, интенсивное новообразование жидких углеводородов, основной тип пород – порцелланиты, перекристаллизованные опоки, опоковидные силициты, минералы – опал-кристобалит, меньше кварц, коллектор – трещинно-межглобулярный.

Третий этап – МК_1-3, породы – халцедонолиты, кремнистые аргиллиты, силициты, минерал – кварц-халцедон, незначительно опал-кристобалит, коллектор – трещинный. Формируются и нефть, и газ.

Четвертый этап – МК_3-5, породы – фтаниты, кремнистые сланцы, кварциты. Емкостные свойства обусловлены трещинами; генерируются углеводородные и кислые газы, возможны залежи твердых нафтидов.

Процессы преобразования SiO₂ и ОВ неразрывно взаимосвязаны, последний не только генерирует углеводороды, но и способствует формированию коллекторов.