Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

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 :

•