» » Породы-покрышки (флюидоупоры)

Породы-покрышки (флюидоупоры)

06.08.2016

Очевидно, что скопления нефти и газа в коллекторах не могут существовать, если они не ограничены слабопроницаемыми породами, которые объединяются общим термином - «покрышки» («флюдоупоры»), которые препятствуют рассеиванию углеводородов и, соответственно, разрушению их скоплений. Само понятие «покрышки» относительно хотя бы потому, что абсолютно непроницаемых покрышек не существует, так как диффузионные процессы происходят во всех средах.
Однако масштабы рассеяния углеводородов за счет этого процесса не велики и при большой мощности и хороших экранирующих свойствах покрышки, а также стабильной тектонической обстановки сохранность скоплений углеводородов обеспечивается в течение длительного геологического времени. Однако следует иметь в виду, что проницаемость любой породы, в том числе и пород-покрышек, кроме их состава и свойств определяется вязкостью нефти или газа, а также перепадом давления, в том числе и капиллярных давлений. Как правило, минимальные значения капиллярных давлений характерны для высокопроницаемых пород-коллекторов, а максимальные - глинистым покрышкам. При хороших экранирующих свойствах в таких породах капиллярные давления могут достигать 100 мПа и более. В этом случае они практически на порядок превышают капиллярные давления в коллекторах, что предотвращает проникновение флюидов через покрышку и обеспечивает сохранность залежи. Тем не менее, если покрышка непроницаема для жидких флюидов, то весьма вероятно, что она будет проницаемой для газа, имеющего очень низкую вязкость. Если же возникнет достаточный перепад давления, то флюидоупор может стать проницаемым и для жидких флюидов.
По мнению известного ученого Н.А. Еременко, покрышки - это породы, которые при конкретных термобарических и геохимических условиях препятствуют началу фильтрации газообразных или жидких флюидов.
На практике роль покрышек выполняют различные относительно плохо проницаемые породы: глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, соленосные отложения.
Наиболее часто в природе встречаются глинистые покрышки. Здесь следует учитывать, что глины и глинистые породы характеризуются большим разнообразием минералогического и гранулометрического составов и, соответственно, физико-химических свойств. Поэтому они могут значительно отличаться друг от друга по экранирующим свойствам не только в региональном плане, но и в различных локальных участках. Так, например, наличие в глинах монтмориллонита значительно ухудшает диффузионную и фильтрационную проницаемость глин. Глины такого состава являются хорошими покрышками. Если же в глинах присутствует значительное количество каолинита, их экранирующие свойства значительно хуже. На способность глин выступать в качестве флюидоупоров в значительной степени влияет их однородность. Присутствие в глинах прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их экранирующие свойства. Поэтому при оценке экранирующей способности глин необходимо проведение комплекса исследований, в том числе изучение петрографического и гранулометрического состава породы, формы обломков и степени их отсортированности, состава и количества цемента, размера поровых пространств и др. Эти параметры породы значительно влияют на проницаемость и пористость глин и т,д. Так, например, если размер поровых каналов не велик, для фильтрации через них потребуются большие давления. Как показали экспериментальные исследования В.П. Савченко, в зависимости от состава и вышеперечисленных параметров давления, при которых глинистые породы становятся проницаемыми, будут отличаться друг от друга. Так же влияет на проницаемость мощность глинистой покрышки. Исследования известного ученого и практика Г.А. Габриэлянца показали, что при прочих равных условиях увеличение мощности покрышки способствует сохранению залежи с большей высотой. Так, например, на Уренгойском месторождении залежь высотой 176 м экранируется покрышкой мощностью около 600 м, а газовая залежь месторождения Газли, высотой 215 м перекрывается покрышкой высотой 104 м.
На рис. 8.21 показан график зависимости высоты залежей от мощности покрышек на месторождениях Центрально-Каракумского свода.
Породы-покрышки (флюидоупоры)

Эта исследования имеют большое практическое значение, так как выявленная зависимость высоты залежей от мощности перекрывающих их покрышек в каком-либо конкретном нефтегазоносном районе позволяет при открытии аналогичного по геологическому строению месторождения по результатам бурения определить мощность покрышки, спрогнозировать высоту залежи и, соответственно, оценить величину ее запасов.
Наилучшими экранирующими свойствами обладают соленосные отложения, так как они обладают пластичностью и способностью деформироваться без нарушения сплошности. Однако пластичность соленосных отложений резко снижается при наличии в них различных механических примесей. Меняет свою пластичность соль вблизи региональных разломов при неоднократных разнонаправленных тектонических движениях. В этом случае соли подвергаются периодическому уплотнению и разуплотнению и теряют свои пластические свойства, значительно упрочняются и становятся более хрупкими, В этом случае в них появляются микроскопические трещины. В результате дальнейших тектонических подвижек возникают напряжения растяжения, благодаря которым возможно «раскрытие» трещин и, как следствие, переток газообразных, а в некоторых случаях и жидких углеводородов из перекрытых соленосной толщей коллекторов, содержащих скопления углеводородов, в надсолевые отложения. В таких случаях, под микроскопом, благодаря прозрачности соли, в ней можно увидеть включения газа или нефти, а также многочисленные трещины.
Во всех случаях при изучении соленосных покрышек необходима постановка детальных исследований, в том числе определение состава солей, содержания и состава в ней различных примесей, наличие, структуру и характер распространения микротрещин, глубину залегания соленосной толщи, температурные условия, особенности регионального геологического накопления соленосных отложений. Все эти исследования необходимо проводить на фоне истории геологического развития территории.
Соленосным отложениям, как правило, сопутствуют ангидриты, которые покрывают и подстилают эти породы, а иногда и встречаются внутри соленосной толщи в виде прослоев. Ангидриты значительно более хрупкие породы, тем не менее, и они могут быть флюидоупорами для небольших скоплений нефти, даже при незначительных мощностях (10-30 м). Такие отложения служат покрышками в некоторых районах, например, в Куйбышевском Поволжье.
Соленосные толщи, как правило, имеют региональное распространение и имеют значительные мощности. Так, например, нижнепермская (кунгурская) соленосная толща имеет мощность от 200 до 1000 м и распространена на площади около 100 тыс. км2, в пределах Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины.
В Днепрово-Донецкой впадине суммарная мощность верхнедевонских и нижнепермских соленосных отложений составляет около 4 км, а площадь распространения - около 40 тыс. км2.
В Амударьинской впадине верхнеюрские соленосные отложения распространены на площади более 150 тыс. км2 при их мощности более 850 м.
В связи с широким распространением и хорошими экранирующими свойствами солей в подсолевых отложениях открыто огромное количество нефтяных и газовых месторождений. Есть среди них и гигантские, например, Оренбургское и Карачаганакское газоконденсатные месторождения, нефтяное месторождение Тенгиз и многие другие.
Таким образом, породы-покрышки могут значительно отличаться друг от друга по площади распространения, по литологическому составу, экранирующим способностям и другим параметрам.
Классификация, учитывающая именно эти признаки, была разработана Э.А. Бакировым в 1996 г. (табл. 8.17).
Породы-покрышки (флюидоупоры)

Из таблицы следует, что по площади распространения различаются региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки.
Региональные покрышки распространены в пределах крупных нефтегазоносных регионов, таких как, например, Прикаспийской нефтегазоносной провинции, разделяющей осадочный чехол на надсолевой и подсолевой комплексы и др.
Для этих покрышек характерна литологическая выдержанность, и, как правило, они обладают большой мощностью.
Субрегиональные покрышки прослеживаются в пределах структурных элементов крупных нефтегазоносных регионов.
Примером субрегиональной покрышки может служить соленосная толща верхнеюрского возраста в пределах Амударьинской нефтегазоносной области, приуроченной к одноименной впадине и являющейся составной частью Туранской нефтегазоносной провинции, соленосная толща кунгурского возраста (нижняя пермь).
Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий, которые входят в состав тектонических элементов, к которым приурочены нефтегазоносные области, например ассельско-артинские (нижняя пермь) глинистые отложения, являющиеся зональным флюидоупором в пределах Жанажольской, Тенгизской и других зон поднятий Прикаспийской впадины и др.
Локальные покрышки распространены на относительно небольших участках и обеспечивают сохранность отдельных залежей, например, глинистые прослои и плотные известняки тульского возраста (средний карбон) в пределах Тенгизского нефтяного месторождения и т,д. (рис. 8.22).
Породы-покрышки (флюидоупоры)

В классификации Э.А, Бакирова покрышки подразделяются и по другим признакам, как, например, литологический состав, а также их роль а формировании этажей нефтегазоносности.
Безусловно, важнейшим качеством покрышки является ее экранирующая способность, которая во многом зависит от литологического типа пород и его состава. Наилучшими экранирующими свойствами обладают пластичные соленосные толщи, за ними идут наиболее распространенные в природе - глинистые покрышки. Кроме этих пород в качестве флюидоупоров при определенных условиях могут служить и другие разновидности осадочных, а в некоторых случаях и магматических пород, например, мергели, плотные окремнелые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты, не подверженные вторичным процессам магматические породы, монолитные граниты и т.д. Наиболее используемая в практической работе является классификация флюидоупоров по их экранирующей способности А.А. Ханина (табл. 8.18).
Породы-покрышки (флюидоупоры)

При создании этой классификации А.А. Ханин проанализировал экранирующие способности огромного количества различных образцов пород и на основании статистических данных классифицировал их по максимальной величине диаметра пор, абсолютной проницаемости (по газу), также по численным значениям давления прорыва газа через породу, насыщенную керосином. Поэтому классификация этого исследователя является одной из наиболее объективных, характеризующих экранирующие свойства пород флюидоупоров.
Имеются и другие классификации, в частности В.И. Осипова, В.Н. Соколова и В.В. Еримеева, в основу которой положены условия образования покрышек и их структурно-текстурные особенности.