Покрышки природных резервуаров

Покрышками для природных резервуаров УВ являются плохо проницаемые породы: гидрохимические, глинистые, карбонатные.

Различают региональные, зональные и локальные покрышки. Для образования промышленных скоплений углеводородов имеют большое значение региональные покрышки, которые ограничивают сверху нефтегазоносные комплексы. Такие покрышки выдержаны по площади и обладают повышенной экранирующими свойствами, препятствующими разрушению залежей. Процесс миграции углеводородов значительно возрастает при активизации тектонической обстановки, когда возрастает густота трещин, они приоткрываются и становятся более проницаемыми. Против развития этого процесса более устойчивы покрышки, выполненные пластичным веществом. С этой позиции покрышки можно ранжировать следующим рядом: соленосные, глинистые, карбонатные. Диффузионный механизм миграции в масштабе геологического времени может иметь существенное значение для миграции газа или нефтей растворенных в газе. Возрастание мощности покрышек улучшает их качество. Улучшению качества покрышек приносит и переслаивание малопроницаемых пород различного литологического состава. В таких покрышках меньшее распространение имеют сквозные трещины, а на границах контактов слоев возникают разрывы создающихся неоднородностей под действием тектоно-геологических сил. В связи с разными физическими свойствами различных литологических разностей в каждом слое создается своя система трещин.

Покрышка в состоянии сдерживать только определенный напор флюидов. Превышение этого барьера будет происходить при развитии аномально высокого давления. При развитии осадочной толщи она подвергается в геологическом времени многочисленным воздействиям тектонического и метаморфического процесса. Таким образом, при оценке качества покрышки залежей следует учитывать различные факторы как характеризующие покрышки, так и состояние углеводородных залежей их состав и термодинамические параметры. Освоение больших глубин для поиска и разработки залежей углеводородов требует особого отношения к оценке качества покрышек. С глубиной изменяеюся физико-петрагрофические свойства пород. Может резко изменятся текстура и величина пористости пород. Так, пластичность каменных солей возрастает, глинистые породы теряют пластичность и в них развивается трещиноватость, известковые породы теряют свою монолитность.

Гидрохимические породы-покрышки представлены каменной солью, гипсами и ангидритами. С ними связано существование гигантских по запасам скоплений газа (Слохтерен, Голландия; Вуктыльское, Тимано-Печорский бассейн; Оренбургское, Предуралье). Примером является Уиллистонский бассейн в США, где каждый из трех комплексов нефтяных залежей залегает под соответствующими эвапоритами и содержит нефти, отличающиеся по составу. Самые крупные нефтяные месторождения мира в Саудовской Аравии, приуроченные к карбонатным толщам, перекрыты эвапоритами.

Каменные соли, как правило, имеют большие мощности и региональность распространения. Это характеризует их как хорошие покрышки залежей углеводородов. К тому же они обладают незначительной пористостью в основном закрытого характера и большой пластичностью увеличивающейся с глубиной.

Глинистые покрышки. Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изменений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и 0В. Изначальные свойства глин и характер их вторичных изменений во многом определяются примесями (терригенными, карбонат-кремнистыми. Пластичность - важнейшее качество глин, обеспечивающее способность к перестройке структуры под влиянием приложенной нагрузки без нарушения сплошности сложенного глинами пласта. Однако при росте давлений в течение достаточно продолжительного времени предел пластичности может быть пройден, глина становится ломкой и хрупкой и теряет свои экранирующие свойства. Происходит уменьшению пористости.

Важной характеристикой покрышки является величина давления прорыва - перепад давления, при котором начинается фильтрация УВ через покрышку. С этим понятием связано другое - давление пережима, при котором прекращается фильтрация через покрышку. Давление пережима меньше давления прорыва. Последнее изменяется в широких пределах и зависит от свойств глин и нефтей (увеличивается для вязких нефтей). Прорыв газа и нефти через тонкие поры глинистых пород происходит в том случае, если создается достаточная сила для вытеснения капиллярной воды из этих пор. Таким образом, экранирующая способность глинистых пород во многом определяется величиной капиллярного давления воды в системе поровых каналов.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Сечения поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных УВ, может оказаться достаточным для диффузии молекул метана в течение длительного геологического времени. Именно поэтому залежи газа под глинами распространены больше всего в молодых мезозойско-кайнозойских отложениях, тогда как в древних палеозойских толщах под глинистыми покрышками содержится незначительная доля общих запасов газа палеозоя (12%). Основные запасы газа в палеозое сосредоточены под соляными покрышками.

Карбонатные породы-покрышки. Эти покрышки образуются толщами однородных монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических известняков, доломитов, мергелей, аргиллитов. Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования. Все известняки в разной степени доломитизированы. Карбонатные породы с погружением и повышением температуры среды претерпевают изменения, могущие приводить как к увеличению непроницаемости, так и к уменьшению, в зависимости от присутствия глинистых и органических веществ, зернистости и других условий. Так, у тонкозернистых без примесей известняков до глубин 5 км происходит уменьшение пористости. Однако значительные повышения температуры приводят к трещинообразованию и превращению породы в коллектор.

Под месторождением или местоскоплением нефти и газа следует понимать участок земной коры с совокупностью залежей в недрах одной и той же площади и приуроченных к единому структурному элементу. Для формирования месторождений решающее значение имеет тектонический фактор на фоне развития крупного геоструктурного элемента. В одном и том же месторождении могут присутствовать залежи различного типа (массивные и пластовые, пластовые и литологические).

Месторождения разделяют на два основных класса: геосинклинальные и платформенные.

Геосинклинальные месторождения приурочиваются к краевым частям горных сооружений, к предгорным прогибам и областям погружения складчатых систем, межгорным впадинам.

Месторождения платформенных областей разделяют на четыре группы: связанные с поднятиями, месторождения эрозионных и рифовых массивов, месторождения моноклиналей, месторождения синклинальных прогибов.

Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:

· уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;

· крупные, содержащие от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;

· средние, содержащие от 10 до 30 млн.т.нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

· мелкие, содержащие менее 10 млн.т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

2.2 Гравитационная теория распределения пластовых флюидов в залежах. Границы залежи (кровля, подошва, поверхности межфлюидных контактов); внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Типы залежей по геологическому строению, по фазовому состоянию и составу УВ.

На основе антиклинально-гравитационной гипотезыформирования залежей нефти и газа где нефть и газ, находясь в пластах пористых водонасыщенных пород-коллекторов, постепенно вытесняются вверх по направлению пласта и концентрируются в антиклинальных складках или в наиболее приподнятых участках пласта открыто более 40 тыс. известных в мире залежей нефти и газа.

Рис.2.4. Антиклинально-гравитационная концепция

аккумуляции углеводородов

На небольших и средних глубинах открыто немало месторождений нефти и газа, формирование которых противоречит этой гипотезе. Залежи этих месторождений экранируются не плотными породами, а водоносными проницаемыми пластами, пористость которых меняется в широком диапазоне, иногда достигая 25 %иболее. Расположены залежи не в антиклиналях и зонах выклинивания, а в совсем других структурах и часто в антиподах антиклиналей — синклиналях. Залежи этого типа выявлены в Поволжье, Краснодарском крае, Средней Азии, Западной и Восточной Сибири, Канаде, США, Западной Европе (рис.2.5).

Залежи располагаются в крупнопористых или среднепористых песчаниках, экранируются водоносными проницаемыми мелко - пористыми п е счаниками

Рис.2.5. Разрезы капиллярно-экранированных нефтяных месторождений: Лесное в Краснодарском крае (вверху) и Демское в Башкирии (внизу).

В общем случае для образования залежи нефти или газа полное сочетание атрибутов антиклинально-гравитационной концепции (куполовидный изгиб проницаемого пласта, перекрытого плотной породой-покрышкой, или его выклинивание вверх) вовсе не обязательно. Достаточно, чтобы силы, препятствующие миграции углеводопродов превосходили силы, вызывающие, их не перемещение по пласту, к которым, в частности относится гидростатическая сила выталкивания. Тогда залежь может сформирваться на участке пористого проницаемого пласта с любой структурной и литологической характеристикой.

Основное сопротивление миграции нефти и газа обеспечивает капиллярное давление. По закону Юнга-Лапласа, величина давления, возникающего в пористой среде на границе воды и углеводородов, пропорциональна произведению коэффициента межфазного поверхностного натяжения на радиус кривизны поры. При этом, если поверхность пор смачивается пластовой водой, капиллярное давление на границе воды и углеводородов положительно, в гидрофобной же среде оно отрицательно.

В реальных условиях широко распространены как гидрофильные, так и гидрофобные песчаные породы-коллекторы. Общеизвестно, что жидкости и газы самопроизвольно стремятся обрести такое положение и форму, которые соответствуют минимуму поверхностной энергии. Поэтому в гидрофильной породе нефти и газу энергетически выгоднее находиться в сравнительно крупных порах, а воде — в мелких, куда углеводороды «не пускает» капиллярное давление.

Обратная картина наблюдается в гидрофобной среде, где нефть и газ удерживаются капиллярными силами в относительно мелких порах, а вода занимает крупные. Именно по этому принципу и сформировались упомянутые выше нефтяные и газовые скопления. Они отнесены к типу капиллярно-экранированных залежей, который на основе поверхностно-молекулярных свойств пород-коллекторов подразделен на гидрофильный и гидрофобный класс.

В отличие от атрибутов антиклинально-гравитационной концепции, капиллярные экраны представить себе не так-то просто. При формировании залежей гидрофильного класса силы плавучести заставляют нефть и газ продвигаться вверх по водонасыщенному пласту, к своду антиклинальной структуры. Реальные коллекторные пласты характеризуются неоднородностью пористости, проницаемости и других свойств. Однороден пласт только на малом участке, и углеводороды задерживаются, встречая на своем пути породу с относительно мелкими порами. Так начинается формирование залежи. Когда ее объем достигнет определенной величины, при которой архимедова сила превысит силу, обусловленную капиллярным давлением, избыток углеводородов начнет проникать через капиллярный барьер как через предохранительный клапан. При дальнейшей миграции эти излишки могут достичь свода антиклинального поднятия или задержаться следующим капиллярным барьером, так что процесс повторится.

В залежи углеводородов различают общий и эффективный объемы. В общийобъем включают все породы коллекторы и неколлекторы продуктивного горизонта выше газо- или водонефтяного контакта, а в эффективный – только углеводородонасыщенные коллекторы. Залежь ограничена различными поверхностями, определяющими ее положение в пространстве: ВНК (водонефтяной контакт), ГВК (газоводяной контакт), ГНК (газонефтяной контакт), поверхности раздела коллекторов и неколлекторов, дизъюнктивные поверхности, структурные поверхности (рис.2.6.).

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности (рис.2.6.). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной.

Рис.2.6 - Схема залежи пластового типа

Части пласта: 1 - водяная, 2 - водонефтяная, 3 - нефтяная, 4 - газонефтяная, 5 - газовая; 6- породы-коллекторы; Н — высота залежи; h_г, h_н — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи.

Форму залежей определяет структура, являющаяся складкой, куплом, поднятием, рифом с осложняющими их разломами.

Верхней границей залежи принимается верхняя поверхность коллектора или кровля продуктивного горизонта, перекрытая горизонтом-покрышкой. Продуктивный горизонт в верхней части распространения коллекторов может иметь прерывистый характер, тогда граница залежи не будет совпадать с поверхностью коллектора.

При горизонтальном положении поверхности ВНК внутренний и внешний контуры нефтеносности будут параллельны изогипсам структурной карты. При наклонном положении поверхности ВНК контуры нефтеносности будут пересекать изогипсы структурных карт, как по кровле, так и по подошве пласта.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка в пласте может присутствовать только в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти. Возможно, образование чисто газовой залежи (рис.2.7.).

Рис.2.7. Распределение газа, нефти и воды в природном резервуаре

1 — газовая шапка; 2 — нефтяная зона с остаточной водой; 3—краевая вода

Если в ловушке количество нефти и газа недостаточно для заполнения всей мощности пласта, то внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. У залежей, сформированных в массивных резервуарах, внутренние контуры газоносности и нефтеносности всегда отсутствуют.

К исчезновению четкой границы ВНК приводят процессы разрушения нефти в залежи. Движение воды в пласте приводит к наклону поверхности разделов в направлении движения. Переходная зона от нефти к воде имеет различную мощность. В неоднородном коллекторе в результате различия сил сцепления между молекулами нефти (газа) и воды с поверхностью капилляров породы поверхность раздела может приобрести волнистый характер. Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Иногда отмечают суммарную высоту газонефтяной залежи. Для расчета объема залежи необходимо учесть мощность пласта. В расчетах используют эффективную мощность пласта, только мощность хорошо проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами.

Положение верхней и нижней границ залежи изучается по структурнымкартам – графическим изображениям рельефа поверхности в изогипсах. Сечение между изогипсами определяется углом падения пластов, высотой структуры, объемом исходной информации.

Углеводородная залежь может быть разрезана тектоническими нарушениями, которые могут быть проводящими и экранирующими. Экранирующие нарушения разделяют залежь на изолированные блоки, гидравлически не связанные между собой. Это устанавливают, сопоставляя абсолютные отметки в отдельных блоках контакта углеводородов между собой и с водой. При совпадении таких отметок – залежь едина, при несовпадении – блоки гидравлически изолированы.

По структурным картам определяется амплитуда нарушения при сравнении абсолютных отметок одноименных изогипс, обрывающихся у тектонического нарушения с обеих сторон. Разница между ними равна амплитуде нарушения. При наклонной поверхности нарушения его положение на карте отображается двумя линиями, одна из которых граница приподнятого блока, другая – опущенного. При этом может быть ситуация взброса или сброса, перекрытия горизонтов и границ поверхностей или отсутствие горизонтов. Видимые (сверху) границы отмечаются сплошными линиями, невидимые – штрихами. Такое же правило применяют и к изображению изогипс.

Границы залежейс литологической изменчивостью пластов и стратиграфическим несогласием. В пределах продуктивного горизонта коллекторы могут быть замещены непроницаемыми породами. В этом случае границы залежи проводят вдоль зоны проницаемых и непроницаемых пород. Потеря пластом коллекторских свойств называется замещением коллектора, а связанная с этим экранирующая граница – линией фациального замещения коллекторов. Положение этой линии определяется по керну, каротажу, проницаемости пласта. При выклинивании или размыве продуктивных отложений образуются линии выклинивания и размыва, ограничивающие залежь.

Границы залежей, связанные с нефтегазоводонасыщенностью коллекторов. Газ, нефть и вода, находящиеся в продуктивном пласте, располагаются последовательно по высоте, в соответствии с гравитационным полем. Однако действие молекулярно-поверхностных сил пористых сред нарушает строгое соответствие распределения газа, нефти и воды по плотностям. В продуктивных пластах содержится определенное количество воды. В зоне контакта нефти и воды, нефти и газа вода и нефть поднимаются по капиллярам выше уровня гравитационного распределения. Уровень подъема зависит от многих факторов: радиусов капилляров, разности плотностей флюидов, вязкости подвижных сред, поверхностного натяжения, смачиваемости, минерализации и т.д. Образуется переходная зона с меняющейся мощностью в широких пределах (от сантиметров до десятков метров). Этот фактор усложняет определение границ залежи. Переходную зону от нефти к воде можно разделить на три подзоны: нижнюю (вода с небольшим количеством нефти), среднюю (равнозначное содержание воды и нефти), верхнюю (уменьшающееся содержание и увеличивающееся содержание нефти).

Контуры нефтегазоносности определяют по пересечению поверхностей контакта флюидов с кровлей (внешней) и подошвой (внутренней) пласта. В пределах внутреннего контура находится чисто нефтяная или газовая части залежи, между внутренним и внешним контурами – водонефтяная, нефтегазовая или водогазовая. При небольшой мощности переходной зоны границей ВНК, ГВК, ГНК принимается нижняя граница зоны. При большой мощности зоны границу контакта определяют по результатам опробования. Ее устанавливают между интервалами притока чистой нефти и чистой воды.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒