ПородЫ - покрышкИ (ФЛЮИДОУПОРЫ)

ИЗМЕНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ С ГЛУБИНОЙ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

Коллекторские свойства горных пород (пористость и проницаемость) можно определить:

1. Лабораторным путём при наличии образцов из скважин (керна) или из естественных обнажений. Имеются специальные установки для анализа плотных и рыхлых пород.

Открытую пористость пород-коллекторов в лабораторных условиях чаще определяют методом Преображенского путем заполнения пустот очищенным керосином и взвешивания предварительно экстрагированного и высушенного образца в воздухе и в керосине. Применяется также метод нагнетания ртути под высоким давлением в образцы породы после предварительной откачки воздуха.

2. По промысловым данным (по производительности эксплутационных скважин).

3. По комплексным данным геофизических исследований скважин (ГИС).

В результате определяются коэффициенты пористости и нефте- и газонасыщенности, которые используются при подсчёте запасов углеводородов и определяется коэффициент проницаемости, необходимый при проектировании разработки месторождения.

в связи с необходимостью освоения больших глубин в настоящее время особое внимание уделяется изучению закономерностей изменения коллекторских свойств горных пород на глубинах более 5 км.

С увеличением глубины залегания пород-коллекторов под влиянием геостатического давления растёт их плотность, следовательно, уменьшается пористость и ухудшаются ёмкостно-фильтрационные свойства. Однако в отдельных интервалах глубин коллекторские свойства сохраняются, а иногда даже улучшаются.

Под влиянием тектонических напряжений у карбонатных пород с глубиной наблюдается улучшения коллекторских свойств вследствие образования вторичной пористости (благодаря растворению карбонатного цемента, растрескиванию т.д.).

Увеличение трещиноватости карбонатных отложений происходит в приразломных структурах и при гидроразрыве.

В терригенных породах вторичная пористость на больших глубинах и при высоких температурах возникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента при воздействии горячих вод, насыщенных углекислым газом.

Таким образом, уменьшение ёмкости пород-коллекторов на больших глубинах компенсируется появлением трещиноватости и вторичных пор-каверн.

Породы, содержащие нефть, газ и воду, находятся в нераз­рывной связи с ограничивающими их слабо проницаемыми по­родами, называемые общим термином флюидоупоры, через кото­рые фильтрация идет очень слабо, и поэтому в ловушках возмож­но накопление и сохранение в течение более или менее длитель­ного времени (миллионы лет) залежей углеводородов. Флюидо­упоры, перекрывающие залежь, называют покрышками. Они мо­гут быть эффективны для сохранности залежей в определенных пределах, при давлениях, которые создались при формировании залежи. Минимальное перемещение (хотя бы диффузия) через покрышку, конечно, происходит, но при сохранении стабильных условий существования залежи масштабы этого перемещения очень малы.

Обычно скорость фильтрации (пропускная способность) через надзалежные покрышки значительно меньше скорости накопления углеводородов. Скорость может быть недостаточной, для рассеивания образовавшихся скоплений углеводородов напротяжении многих миллионов лет при неизменной или слабо меняющейся общегеологической обстановке. Когда же условия (тектонические, литологические и др.) начинают существенно изменяться, покрышка становится неэффективной и залежь разрушается.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи; наиболее распространенными являются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных (гипсы, ангидриты, плотные известняки, аргиллиты) и даже магматических пород. Если экранирующие свойства глинистых и соляных пород объясняются (до определенных пределов давления и температуры) их повышенной пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки (флюидоупоры).

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторич­ных изменений, трещиноватости. Большое значение для экрани­рующих свойств глин имеют находящиеся в них вода и органи­ческое вещество.

Природные глины являются высокодисперсионными системами и представлены различными минерально-структурным разновидностями. Глинистые породы как флюидоупоры эффективны в определенном интервале глубин, давлений и механических свойств (главным образом пластичности). Многое зависит, конечно, от минерального состава и от возраста глинистых пород. Глины представлены различными минерально-структурным разновидностями. В основном встречаются гидрослюдистые (иллитовые), разбухающие или смектитовые, прежде всего монтмориллонитовые и каолинитовые, глины. С увеличением глубины может возрастать роль хлоритов, встречаются магнезиальньи разности глинистых минералов.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Покрышка, способная удерживать нефть, может оказаться неэффективной в отношении газа. Сечение поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных углеводородов, может быть достаточным для диффузии молекул метана, особенно если она происходит в течении длительного геологического времени. Именно поэтому залежи газа под глинами распространены больше всего в молодых мезокайнозойских отложениях, тогда в древних палеозойских толщах под глинистыми покрышками содержится лишь незначительная доля общих запасов газа палео­зоя (всего 12%).

На основе изучения свойств А.А. Ханин разделил глины экранирующей способности на пять групп (табл. 5).

Таблица 5

Группа	Максимальная величина диаметра пор, мкм	Проницаемость абсолютная по газу, мД	Давление прорыва через насыщенную керосином породу, атм	Экранирующая способность
А В С Д Е	0,01 0,05 0,3	10^-6 10^-5 10^-4 10^-3 10^-2		Весьма высокая Высокая Средняя Пониженная Низкая

Приведенная таблица помогает оценивать экранирующие способности по объективным параметрам, характеризующим фильтрующие свойства пород.

Крупные запасы углеводородов сосредоточены под соляными (эвапоритовыми) покрышками. Группа эвапоритов (соли, гипсы и ангидриты) явля­ется, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный поток углеводоро­дов. Выделяются крупные пояса и ареалы соленакопления, неко­торые из них охватывают несколько бассейнов. Кембрийские соли служат хорошей покрышкой для месторождений Восточной Сибири, таких крупных, как Ковыктинское газоконденсатное, Талаканское нефтяное и другие на Непско-Ботуобинской антеклизе. Широко известны флюидоупоры нижнепермские соли кунгурского яруса в Прикаспии и в Волго-Уральской области, формация цехштейн позднепермского возраста на севере Цент­ральной Европы — в Германии, Голландии и в Северном мо­ре. Эти покрышки обеспечивают существование очень крупных скоплений газа и нефти: месторождения Гронинген в Голландии, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье, Карачаганак и Астра­ханское в Прикаспии, нефтяные месторождения Тенгиз и Кашаган (последнее в Северном Каспии). Под триасовыми солями на­ходится много месторождений в Алжире, в том числе крупней­шие нефтяное Хасси Мессауд и газовое Хасси Р'Мейл. Под соля­ми юрского возраста находятся месторождения в Предкавказье, Средней Азии, очень крупные — в Мексиканском заливе в бас­сейне Кампус. Вдоль атлантических побережий Южной Америки и Африки целый ряд бассейнов, в которых нефтеносные толщи связаны с солями аптского возраста. Крупный Средиземномор­ский пояс галогенеза связан с миоценовыми солями в основном позднемиоценового возраста (мессинский ярус). В этом поясе не­огеновые соли служат покрышками в месторождениях Румынии, Предкарпатья и в других местах.

Их образование и распространение связаны с особыми усло­виями развития той или иной области, часто они отражают за­вершение определенного тектонического цикла, например конец ранней перми на обширных пространствах Восточно-Европей­ской платформы, когда после замыкания солеродных бассейнов возникали континентальные условия. Сульфаты и каменная соль уплотняются уже при погружении на первые сотни метров и слу­жат хорошими флюидоупорами, вплоть до растворения на боль­ших глубинах. Вследствие пластичности эвапориты участвуют в образовании более сложных структур, чем глины, и образуют раз­ные варианты экранирования. Пластичные свойства каменной соли более высоки, чем у ангидритов и гипсов, но она быстрее растворяется. Несмотря на высокие экранирующие свойства, через соли могут также перемещаться флюиды, прежде всего по тре­щинам и вдоль разломов. При растворении в солях образуются каверны и в них могут скапливаться нефть и газ, в результате чего образуются залежи. Кроме того, постоянный поток в солях идет в виде пузырьков, заполненных рассолами, в которых видны капельки нефти. При погружении давление в газе, находящемся в пузырьках, возрастает, под влиянием этого образуются микротре­щины, по которым флюиды могут перемещаться.

Таким образом может происходить перемещение углеводородов через соли. Тем не менее, качество этих покрышек очень высокое. Практически всегда, если в осадочном бассейне есть соли, в нем присутствуют скопления углеводородов.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных,обычно об­разуются толщами однородных монолитных, лишенных трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей и аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей в условиях пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонат­ными коллекторами, границы между ними имеют сложную по­верхность. Карбонатные покрышки быстрее приобретают изоли­рующую способность (в связи с быстрой литификацией карбо­натного осадка). Для них большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют герметичность на больших глубинах из-за разрушения в зонах больших напряжений и в разрывных зонах.

Своеобразные криогенные флюидоупоры связаны с много-летнемерзлыми породами. Они развиты в приполярных северных и южных широтах в Гренландии, на севере Сибири, США и Ка­нады и в Антарктиде. Как было упомянуто выше, они одновре­менно могут являться и коллекторами. Мощность промерзших пород может достигать 700—800 м. В периоды потепления клима­та толщина этих флюидоупоров постепенно уменьшается до пол­ного исчезновения. Внутреннее строение многолетнемерзлых по­род неоднородно, влажность и льдистость распределяются нерав­номерно. Наряду со льдом присутствует и незамерзшая вода даже при отрицательных температурах, поскольку минерализация ее может быть повышенной. Криогенные покрышки могут содержать газовые включения (метан, этан, пропан, изобутан, двуокись углерода), в том числе в форме клатратных соединений водой — газогидратов. Как только при данных термобарических условиях (главным образом при повышении давления и низких температурах) концентрация конкретного газа становится досточной, образуются газогидраты. Наиболее широко распространены газогидраты метана. Толщи, содержащие газогидраты, разви­ты на обширных площадях и под дном морей и океанов в раз­личных климатических зонах, газогидраты представляют собой крупные ресурсы газа.

Криогенные флюидоупоры обладают высокими изолирующи­ми свойствами, с ними связан ряд газовых месторождений на се­вере Западной Сибири. Но их свойства могут изменяться при из­менении температуры и давления. После снижения давления часть гидратов разлагается на газ и воду. В верхней части разреза Бованенковского газоконденсатного месторождения на Ямале располагается зона метастабильности газогидратов мощностью до 250 м. В этой зоне часто фиксируются газопроявления, которые существенно осложняют буровые работы и эксплуатацию газодо­бывающих скважин. В Мессояхском газовом месторождении на северо-востоке Западной Сибири в неглубоко залегающих зале­жах при низких пластовых температурах происходит обильное гидратообразование. Являясь частью залежи, они в то же время могут рассматриваться и как экраны для газонасыщенных частей пласта.

На экранирующую способность покрышек влияют распространен­ность (протяженность), мощность, состав, однородность, тектоническая нарушенность, глубина залегания и т.п.

Э.А. Бакиров предложил классификацию флюидоупоров по масштабу распространенности.

1. Региональные покрышки - это непроницаемые толщи пород, распространённые на всей территории нефтегазоносной провинции (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция).

2. Субрегиональ­ные покрышки - это непроницаемые толщи пород, к которым приурочены нефтегазоносные области (Туронские глины в Западно-Сибирской провинции).

3. Зональные покрышки - это непроницаемые толщи пород, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления (Кунгурские отложения в Прикаспийской впадине)

4. Локальные покрышки - это непроницаемые толщи пород, которые контролируют локальную структуру (Майкопские глины Журавского месторождения).

По литологическому составу породы-покрышки делятся на:

1. Однородные покрышки, состоящие из пород одного литологического состава (глинистые).

2. Неоднородные покрышки, состоящие из пород различного литологического состава (глинисто-соляные).

Дата добавления: 2014-11-29