pdf.php@id=6161.pdf

ся давлением прорыва, которое соответствует суммарному векто­ ру, равному капиллярному давлению и давлению сдвига какогото количества слоев связанной воды. При достижении такого положения газ или нефть прорываются через водонасыщенную породу по наиболее крупным каналам.

К удовлетворительным и хорошим покрышкам А.А. Ханин от­ носит глины с порами размером не более 2 мкм (рис. 6.20). На­ личие пор более крупных размеров, даже если их количество не превышает нескольких процентов, резко ухудшает экранирую­ щие свойства пород, повышая их проницаемость.

По мнению некоторых исследователей, прорыв подвижных веществ через экранную толщу происходит также за счет раз­ двигания и механического разрушения межпоровых перегородок и образования таким образом новых путей для движения (более крупные каналы, трещины, объединение трещин в системы).

Значение давления прорыва позволяет определить высоту за­ лежи, которую могут удержать покрышки:

H = Pnp/(dB- d n),

где Н —■высота залежи, м; Рпр — давление прорыва, атм; dBи dH— плотность воды и нефти, г/см3

Давление прорыва изучается на насыщенных водой образцах определенного размера в условиях всестороннего сжатия. По дан­ ным А.А. Ханина, глины с абсолютной проницаемостью по газу, равной 1СГ2 мД, характеризуются давлением прорыва газа мень­ ше 5 атм, с проницаемостью 10“4мД — 55 атм, 10“э мД — при­ близительно 80 атм, при проницаемости ниже 10"6мД — 120 атм и выше.

Для характеристики герметичности покрышки может быть использован градиент абсолютных избыточных давлений Гизб, представляющий собой отношение величины избыточного дав-

Рис. 6.20. Характери­ стика структуры порового пространства

301

ления (превышение над пластовым) к мощности покрышки для данной залежи. Максимальные значения Гаизб указывают на бли­ зость критического момента, при котором может произойти про­ рыв флюида, малые значения — на большой запас прочности, в частности на возможный бывший прорыв. Знание максимальных значений Га,зб для конкретной региональной покрышки извест­ ной мощности в нефтегазоносном бассейне позволяет оценивать возможные размеры залежи (высоту) для ожидаемого флюида.

Вопрос о минимальной мощности глинистой покрышки не имеет однозначного решения. Эта величина зависит от состава и структурно-текстурных особенностей глин, а также от глубин, на которых образуются скопления углеводородов, их гидродина­ мического режима и т.д. Обычно считается, что пятиметровый слой глины достаточен для того, чтобы удержать самостоятель­ ную залежь. Можно считать установленным, что при однородном составе высота залежи находится в прямой зависимости от мощ­ ности глинистой покрышки, т.е. чем более мощная покрышка, тем полнее ловушка заполнена углеводородами, залежь является более крупной. Газовая залежь высотой 215 м в нижнемеловых песчаниках месторождения Газли в Узбекистане удерживается покрышкой мощностью 104 м. В Западно-Сибирском нефте­ газоносном бассейне не установлена четкая статистическая за­ висимость между мощностью покрышки и высотой залежи, что объясняется различными причинами (различным составом глин, молодым возрастом залежей и др.). В Уренгойском месторож­ дении почти 200-метровая газовая залежь перекрывается 600метровой покрышкой.

Во всех случаях при различном составе и степени измененности глин повышенная мощность покрышки благоприятна для со­ хранения залежи, так как даже в толще достаточно сильно уплот­ ненных глин обеспечивает большую вероятность существования слоев, не нарушенных сквозными трещинами.

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, мо­ жет быть достаточным для диффузии молекул метана, особенно если она происходит в течение длительного геологического вре­ мени. Именно поэтому залежи газа под глинами распространены больше всего в молодых мезокайнозойских отложениях, тогда как в древних палеозойских толщах под глинистыми покрыш­ ками содержится лишь незначительная доля общих запасов газа палеозоя (всего 12%).

На основе изучения свойств А.А. Ханин разделил глины по экранирующей способности на пять групп (табл. 6.6).

302

Таблица 6.6

Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород (по А.А. Хаиину)

Приведенная таблица помогает оценивать экранирующие спо­ собности по объективным параметрам, характеризующим филь­ трующие свойства пород.

В.И. Осиповым, В.Н. Соколовым и В.В. Еремеевым была предложена иная классификация глинистых покрышек в зави­ симости от условий их образования и структурно-текстурных особенностей. Лучшие покрышки формируются в отдаленных от суши участках шельфа и на прилегающей части континен­ тального склона на глубинах 300—500 м в условиях спокойного гидродинамического режима. Они характеризуются однородным строением, преобладанием смектитов (монтмориллонита при условии его образования на континенте и сносе в бассейн осадконакопления), содержание алевритовых частиц и карбонатов низкое, примесь органического вещества в основном планктон­ ного (сапропелевого) типа. В обменном комплексе отношение натрия к кальцию изменяется от 6 до 12. В процессе погружения этих глин до 5 км они сохраняют пластичность, способность к трещинообразованию слабая. Проницаемость покрышек, сло­ женных такими глинами, составляет 1(Г5 мД. Подобные глини­ стые отложения формируют лучшие покрышки 1 класса.

Другая группа — покрышки, сложенные отложениями, нако­ пившимися также в условиях спокойного гидродинамического ре­ жима, всоставе которых преобладают иллит-монтмориллонитовые компоненты с частицами размером 0,1—0,2 мкм. Содержание песчано-алевритового материала в этих отложениях не превы­ шает 10-20%, карбонатов около 1%, органическое вещество пре­ имущественно того же типа, что и в предыдущей группе. Про­ ницаемость таких глин по газу составляет 10"° мД. Глинистые породы такого генезиса образуют покрышки II класса с весьма высокими изолирующими свойствами.

303

Если отложения накапливаются на шельфе в основном на глу­ бинах до 200 м в условиях относительно спокойного гидроди­ намического режима и образуют преимущественно однородные глинистые пласты, а в глинистой фракции преобладают смешанослойные (иллит-монтмориллонитовые) образования и иллит с размером чешуек не менее 3 мкм, экранирующие свойства харак­ теризуются следующими показателями: проницаемость по газу 10“4 мД, содержание песчано-алевритового материала 20—30%, карбонатов 1—2%, органическое вещество смешанного состава. Соотношение обменных катионов натрия и кальция составля­ ет 3:5. При усилении категенетических изменений проявляется микротрещиноватость. Эти породы представляют хорошую по­ крышку для нефти и несколько худшую для газа при отсутствии трещин.

Отложения, накапливающиеся на глубинах до 100 м в усло­ виях слабого влияния возмущающих потоков, например в пери­ ферических частях авандельт, отнесены авторами к покрышкам IV класса. Глинистая фракция представлена в основном иллитом и смешанослойными с размерами чешуек от 1 до 3 мкм. Гли­ ны могут быть обогащены алевритовыми прослоями, алеврито­ вые зерна присутствуют и в глинах в виде примеси, содержание карбонатов составляет около 20%. Соотношение обменных ка­ тионов натрия и кальция 2:4. В процессе литогенеза развивается трещиноватость. Проницаемость образованных этими породами покрышек составляет по газу 10~3 мД. Породы, отнесенные к IV классу, диффузно проницаемы для газа и практически непро­ ницаемы для нефти.

Покрышки, породы которых образуются в шельфовых услови­ ях на глубинах 50-70 м в условиях относительно активной гидро­ динамики, наряду с глинами содержат прослои алевро-песчаного материала. Глины имеют полиминеральный состав с преобладани­ ем в глинистой фракции ненабухающих минералов (иллит, каоли­ нит, хлорит) с размером чешуек 0,5—3 мкм. Содержание песчано­ алевритовой фракции достигает 40—50%, карбонатов — до 5%, в породах содержится преимущественно органика гумусового типа. В ходе литогенеза породы приобретают микротрещиноватость. Покрышки, сложенные такими породами, характеризуются про­ ницаемостью по газу 1(Г2 мД. Они проницаемы для газа и слабо­ проницаемы для нефти. Их относят к V классу.

Среди отложений подвижного прибрежного мелководья на глубинах 30—50 м образуются толщи переслаивания, в которых глинистые прослои сильно опесчанены. Содержание алевропесчаного материала в них достигает предельных значений, со­ держание карбонатов — до 5% и более, примесь органическо-

304

го вещества преимущественно гумусового типа незначительна. Глинистая фракция характеризуется полиминеральным соста­ вом (преобладают иллит, хлорит, каолинит), размеры чешуек до 3 мкм. Соотношние обменных катионов натрия и кальция не превышает 1 3. Проницаемость пород по газу 1(Г2 мД, ха­ рактерна значительная литогенетическая микротрещиноватость. Породы такого облика практически не могут быть покрышками, авторы рассматриваемой классификации относят их к VI классу.

С учетом местных условий образования фациальный принцип может быть хорошей основой для классификации глинистых по­ крышек и прогнозирования их экранирующих свойств.

Крупные запасы углеводородов сосредоточены под соляными (эвапоритовыми) покрышками. Соли, гипсы и ангидриты явля­ ются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя сквозь их толшу проходит медленный, но постоянный поток углеводоро­ дов. Выделяются крупные пояса и ареалы соленакопления, не­ которые из них охватывают несколько бассейнов. Кембрийские соли служат хорошей покрышкой для месторождений Восточ­ ной Сибири, таких крупных, как Ковыктинское газоконденсат­ ное, Талаканское нефтяное и другие на Непско-Ботуобинской антеклизе. Широко известны как флюидоупоры нижнепермские соли кунгурского яруса в Прикаспии и в Волго-Уральской об­ ласти, формация цехштейн позднепермского возраста на севере Центральной Европы — в Германии, Голландии и в Северном море. Эти покрышки обеспечивают существование очень круп­ ных скоплений газа и нефти: месторождения Гронинген в Гол­ ландии, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье, Карачаганак

иАстраханское в Прикаспии, нефтяные месторождения Тенгиз

иКашаган (последнее в Северном Каспии). Под триасовыми со­ лями находится много месторождений в Алжире, в том числе крупнейшие нефтяное Хасси Мессауд и газовое Хасси Р’Мейл. Под солями юрского возраста находятся месторождения в Пред­ кавказье, Средней Азии, очень крупные — в Мексиканском за­ ливе в бассейне Кампус. Вдоль атлантических побережий Юж­ ной Америки и Африки расположен ряд бассейнов, в которых нефтеносные толщи связаны с солями аптского возраста. Круп­ ный Средиземноморский пояс галогенеза связан с миоценовыми солями в основном позднемиоценового возраста (мессинский ярус). В этом поясе неогеновые соли служат покрышками в ме­ сторождениях Румынии, Предкарпатья и в других местах. Мно­ гие здесь не упомянуты, однако очевидно, что соленосные по­ крышки играют очень большую роль.

Их образование и распространение связаны с особыми усло­ виями развития той или иной области, часто они отражают за-

305

вершение определенного тектонического цикла, например конец ранней перми на обширных пространствах Восточно-Европей­ ской платформы, когда после замыкания солеродных бассей­ нов 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 участву­ ют в образовании более сложных структур, чем глины, и об­ разуют разные варианты экранирования. Пластичные свойства каменной соли более высокие, 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,

врезультате чего образуются залежи. Кроме того, постоянный поток в солях идет в виде пузырьков, заполненных рассолами,

вкоторых видны капельки нефти. При погружении давление в газе, находящемся в пузырьках, возрастает, под влиянием этого образуются микротрещины, по которым флюиды могут переме­ щаться. Таким образом может происходить перемещение углево­ дородов 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 об­ разуются 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 карбо­ натными коллекторами, границы между ними имеют сложную поверхность. Карбонатные покрышки быстрее приобретают изо­ лирующую способность (в связи с быстрой литификацией кар­ бонатного осадка). Для них большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрыш­ ки теряют герметичность на больших глубинах из-за разрушения

взонах больших напряжений и в разрывных зонах. Своеобразные криогенные флюидоупоры связаны с многолет­

немерзлыми породами. Они развиты в приполярных северных и южных широтах в Гренландии, на севере Сибири, США и Ка­ нады и в Антарктиде. Как было упомянуто выше, они одновре­ менно могут являться и коллекторами. Мощность промерзших пород может достигать 700—800 м. В периоды потепления кли­ мата толщина этих флюидоупоров постепенно уменьшается до полного исчезновения. Внутреннее строение многолетнемерзлых

306

ГЛАВА 7

УСЛОВИЯ АККУМУЛЯЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ

7.1. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Если на пути движущегося по природному резервуару флюида возникнет экран или барьер, то начнет формироваться скопление УВ — залежь, которая занимает определенную часть геологиче­ ского пространства и является первым (низшим) членом системы нефтегеологического районирования. Залежь представляет еди­ ничное (элементарное) скопление нефти и(или) газа. В залежи существует непрерывная связь всех ее частей.

Первое условие образования залежи — наличие в недрах ло­ вушки, которая является частью природного резервуара и пред­ ставляет собой замкнутое, а чаще полузамкнутое пространство, ограниченное сверху и по сторонам плохо проницаемыми поро­ дами. Экранирование также может создаваться противонапором воды и другими причинами.

Понятие «ловушка» используется большинством отечествен­ ных и зарубежных ученых (А.А. и Э.А. Бакировы, И.О. Брод, Н.А. Еременко, М.К. Калинко, А.И. Леворсен, В.Г. Вильсон, К.К. Лэйндс и др.).

И.О. Брод под ловушкой понимал ту часть природного ре­ зервуара, в которой создаются условия формирования нефтега­ зового скопления, в ней устанавливается относительное равно­ весие подвижных веществ. В.В. Семенович определял ловушку как часть природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, вызывающими перемещение флюидов (воды, нефти и свободного газа) в породах, и силами, противо­ действующими их дальнейшему перемещению. В.Б. Оленин по­ лагал, что ловушки без наличия в них нефти или газа нельзя уверенно называть ловушками, что только присутствие в них их скоплений определяет залежь как таковую. Участки недр, пред­ положительно обладающие указанными свойствами ловушки, но в которых залежи нефти и(или) газа еще не обнаружены, являют­ ся возможными нефтегазоносными ловушками.

Каждая ловушка характеризуется ее эффективным объемом — суммарным объемом пустот пород-коллекторов, который может быть заполнен нефтью или газом. Величина ловушек определя­ ется высотой, площадью, изменяющейся от нескольких до мно-

308

зона по вертикали, в которой одни каналы заполнены нефью, а другие — водой.

Необходимым условием образования залежи в ловушке явля­ ется наличие замкнутого контура в горизонтальной или близкой к горизонтальной плоскости. Замкнутый контур рассматривается как линия, ограничивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. Этот контур представляет собой границу, ниже которой углеводороды не могут удерживаться (например, обрат­ ный изгиб пласта — «замок»). Контур этот проходит по кровле резервуара или поверхности какого-то иного ограничения (раз­ рыва или размыва). Замкнутый контур ограничивает максималь­ ную возможную площадь (и объем) залежи в ловушке. Залежь нефти и(или) газа внутри контура может занимать всю ловушку или часть ее (рис. 7.1). Пример изображения более сложных за­ лежей, разбитых на блоки, показан на рис. 7.2. Замкнутые кон­ туры образуются также при пересчении плоской экранирующей поверхностью моноклинали с каким-нибудь структурным ослож­ нением (структурным носом) или если на пути моноклинально залегающего пластового резервуара возникает экран с изогнутой поверхностью.

Залежи нефти и газа типизируются и классифицируются по разным признакам. Так, по составу флюидов залежи делятся на

чисто нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, га­ зовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатно­ нефтяные, чисто газовые и др.

В зависимости от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необ­ ходимого для добычи флюидов бурения и других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки, залежи подраз­ деляются на промышленные и непромышленные.

Наиболее распространенными являются классификации по типу ловушек, многообразие генетических и морфологических типов которых предопределило обилие типов и классов залежей нефти и газа.

Одна из первых подробных характеристик ловушек в России была опубликована И.М. Губкиным. Классификации ловушек или залежей нефти и газа, заключенных в ловушках различно­ го типа, составлены многими отечественными и зарубежными исследователями (М.В. Абрамович, А.Г. Алексин, А.А. Баки­ ров, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Г.А. Габриэлянц, М.А. Жданов, Н.А. Еременко, В.М. Завьялов, А.Я. Креме, М.Ф. Мирчинк, В.Я. Ратнер, А.М. Серегин, Г.А. Хельквист, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хайн, М.М. Чарыгин, Ю.М. Васильев,

310