Лекция 12. Породы-покрышки (флюидоупоры)

Флюидоупор — один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе пород флюидоупора является обязательным условиям формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа. В определении термина порода-покрышка (флюидоупор) среди исследователей нет единства. Большинство авторов в качестве основного показателя породы-флюидоупора называют низкую проницаемость и способность ее таким препятствовать миграции УВ из перекрываемого ею коллектора. Часть авторов при выделении пород-покрышек учитывает роль составляющих породу компонентов, а также энергетику процессов. Ниже приводятся определения разных авторов понятия порода-покрышка (Словарь…, 199…).

• — Т. Т. Клубова (1968) — сложные природные системы, основными компонентами которых являются составляющие их минералы, ОВ и насыщающие породу воды; свойства пород как покрышек определяются характером процессов, протекающих в этих системах.
• — Г. Э. Прозорович (1970) — пачки или толщи преимущественно глинистых пород, диффузионная, фильтрационная и трещинная проницаемость которых настолько низка в определенные отрезки геологического времени, что, частично пропуская через себя УВ, они задерживают значительную часть их в перекрываемом коллекторе.
• — В. Д. Наливкин (1971) — литологическое пластовое тело, сложенное преимущественно изолирующими породами; проницаемые тела включаются в состав покрышки в том случае, если занимают в ней подчиненное положение и не имеют постоянной незатрудненной связи с проницаемыми телами, раздяляемыми этой покрышкой.
• — Н. А. Еременко, И. М. Михайлов (1972) — порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и температуре препятствует началу фильтрации.

Флюидоупоры различаются по:

• — характеру распространения (протяженности),
• — по мощности,
• — литологическому составу,
• — минеральному составу,
• — степени нарушенности сплошности и т. д.

Э.А. Бакировым (1969) предложена классификация флюидоупоров с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. Классификация выполнена на основе анализа строения и распространенности слаюопроницаемых пород эпипалеозойских платформ бывшего СССР и сопредельных регионов.

По выдержанности флюидоупоров в пределах нефтегазоносных провинций и областей, зон нефтегазонакопления и месторождений нефти и газа Э. А. Бакиров выделил региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры.

Региональные флюидоупоры — толщи пород, практически лишенные проницаемости и распространенные на всей территории провинции или большей ее части. Примеры таких флюидоупоров — майкопские отложения (олигоцен — нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения альба, распространенные в пределах Скифской и Туранской плит, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Субрегиональные флюидоупоры — толщи практически непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов I порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Например, соленосные отложения верхней юры Восточно-Кубанской впадины (Скифская плита) или туронские глины в Западно-Сибирской провинции.

Зональные флюидоупоры — непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью нефтегазоносной области, приуроченными к структурным элементам II порядка (валообразным поднятиям или к тектоническим блокам, объединяющим несколько локальных структур). Примером зонального флюидоупора являются альбские глинистые отложения востока Туранской плиты.

Локальные флюидоупоры — толщи пород, распространенные в пределах одного или нескольких близко расположенных месторождений. Площадь их распространения, как правило, контролируется локальной структурой.

Мощность пласта — важный признак, определяющий надежность Флюидоупора. Через тонкий пласт возможен прорыв УВ и уход их из залежи. Возможен уход УВ и за счет диффузии, поскольку величина некоторых молекул значительно мельче размера пор в породах-экранах, например, размер молекулы метана — 0,0002 мкм. К. Ф. Родионова и В. А. Ильин установили почти постоянное присутствие УВ в глинистых экранирующих толщах. Собственно на явлении диффузии УВ основаны геохимические поиски УВ.

Необходимая мощность экранирующей толщи определяется литологическим составом пород и связанными с ними размером пор, а также перепадом давлений флюидов в покрышке и коллекторе, которое может достигать десятки мегапаскалей. В большинстве случаев мощность флюидоупоров составляет 10−70 м, однако при больших ее значениях запасы УВ в залежах, по данным И. В. Высоцкого и В. И. Высоцкого (1986), заметно возрастают. Этот факт свидетельствует о возможности рассеивания УВ через тонкую покрышку.

По соотношению флюидоупоров с этажами нефтегазоносности Э. А. Бакиров выделил:

• — межэтажные толщи-покрышки, перекрывающие этаж нефтегазоносности в моноэтажных месторождениях или разделяющие их в полиэтажных месторождениях;
• — внутриэтажные, разделяющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности;

По литологическому составу выделяются покрышки глинистые, карбонатные, глинисто-карбонатные, галогенные, сульфатные, сульфатно-галогенные, галогенно-карбонатные и другие смешанные типы. Наиболее надежные флюидоупоры — глинистые толщи и эвапориты.

Глинистые породы-покрышки. Экранирующие свойства глинистых пород, помимо выдержанности и мощности, рассмотренных выше, зависят от:

• — их состава;
• — наличия примесей (песчанистости, алевритистости, ОВ);
• — текстурных особенностей;
• — вторичных изменений;
• — трещиноватости;
• — мощности и выдержанности.

Минеральный состав породы-покрышки является важнейшим показателем, определяющим ее качество. Более всего способствуют надежности экранирующих свойств минералы группы монтмориллонита, слабее — гидрослюды и каолинит. Эта особенность предопределяется тем, что глинистые минералы обладают различной способностью к набуханию. В полном соответствии с минеральным составом глин находится величина их емкости поглощения (обменной емкости), которая, как показали исследования Т. Т. Клубовой, служит косвенным показателем способности глинистых минералов оказывать влияние на процессы, протекающие в породах, в том числе и на формирование экранирующих свойств пород. Экспериментальные исследования показали, что при добавлении в чистый, среднезернистый кварцевый песок 20% каолиниты проницаемость смеси понижается в 500 раз, а при добавлении такого же количества монтмориллонита — более чем в 3 000 раз. С величиной обменной емкости связаны пластичность, набухаемость, пористость, проницаемость, деформационно-прочностные и другие свойства глин.

Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости. Ухудшение показателей экранирующей способности глинистых покрышек связано с количеством, минеральным составом и структурой терригенных минералов-примесей, причем степень зависимости определяется взаимоотношением основных компонентов породы друг с другом, т. е. текстурами.

Органическое вещество участвует в формировании текстурного облика породы и структуры порового пространства, т. е. в формировании экранирующих свойств. По классификации Т. Т. Клубовой (1968;1970 гг.) рассеянное ОВ делится на три типа:

• 1) Углефицированные органические остатки, лишенные подвижных компонентов — не участвуют в формировании флюидоупорных свойств, служат матрицей, по которой образуются такие аутигенные минералы как пирит, сидерит, анатаз, графит.
• 2) Растительные остатки со значительным количеством гидролизуемых компонентов — способствуют образованию характерных для пород-покрышек слоистых и петельчатых мезотекстур. Покрышки с такими мезотектстурами обладают повышенной прочностью и пониженной проницаемостью в направлении, перпендикулярном к напластованию.
• 3) Сорбированное глинистыми минералами ОВ, которое снижает проницаемость и повышает прочность пород-покрышек, не влияя на пластичность пород. Сорбированное ОВ служит как бы цементом, сокращающим размер пор, в первую очередь мелких.

Итак, уменьшение размера пор особенно значительно, когда ОВ относится к третьему типу (олеиновая кислота, сине-зеленые водоросли), и меньше, когда ОВ содержит значительное количество компонентов, не способных сорбироваться глинистыми минералами.

Текстуры пород-покрышек. Различие в фильтрационных характеристиках пород с разными текстурами обусловлено тем, что зоны текстурного сочленения микроблоков глинистых минералов, действующих как один монокристалл, микролинз и слойков алевритового материала, стяжений карбонатных минералов и ОВ образуют уже не поры, а полосы повышенной проницаемости. Здесь необходимо отметить одну особенность. У пород с беспорядочными (массивными) мезоструктурами фильтрационные свойства во всех направлениях одинаковы, тогда как при слоистых мезоструктурах и аксиальных микротекстурах в породах фиксируется анизотропия фильтрационных свойств.

Уплотнение пород-флюидоупоров. Характер изменения структуры порового пространства и проницаемости, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной степени обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от литологического состава и глубины залегания.

Наиболее надежными экранирующими свойствами по параметру уплотнения глинистые породы обладают при коэффициенте уплотнения k= 0,8−0,9. В платформенных условиях это соответствует глубинам 1,5−3,5 км. При больших значениях k? глины переходят в аргиллиты, экранирующие свойства пород повышаются, на одновременно они становятся малопластичными, способными к образованию трещиноватости, что снижает их потенциальные возможности как флюидоупоров.

По экранирующей способности, в зависимости от проницаемости и давления прорыва газа А. А. Ханин (1969) разделил глинистые покрышки на пять групп.

Суммируя все сказанное о глинистых породах-флюидоупорах нефтяных и газовых залежей, отметим, что для надежного прогнозирования качества пород как покрышек необходимо иметь следующие сведения:

• — их минеральный состав;
• — структурно-текстурные особенности;
• — количество и тип ОВ;
• — выдержанность по простиранию;
• — мощность;
• — деформационно-прочностные свойства.

Соляные покрышки. Соли являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя и сквозь их толщу может проходить медленный, но постоянный поток УВ. С этими покрышками связано существование гигантских по запасам скоплений газа (например, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье под пермской соленосной толщей). Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. По мере увеличения глубины возрастает пластичность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства.

Плотностные покрышки образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними могут иметь весьма сложную поверхность. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.

Криогенные покрышки — обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород. Мощность вечной мерзлоты может достигать 600 м. Под этими практически непроницаемыми экранами известны скопления газа (Западная Сибирь, Лено-Вилюйский бассейн, Аляска).