Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 38

Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород

(по А. А. Ханину)

Группа

флюидо-

упоров

Максималь-

ный

диаметр

пор, MKM

Проницаемость

по жидкости, м

Давление

прорыва

через

насыщенную

керосином

породу, МПа

Экранирующая

способность

0,01—0,05

<1·10

-21

>10

Весьма высокая

0,02—0,1

1·10

-21

—1·10

-20

10—5,5

Высокая

0,05—0,2

1·10

-20

—1·10

-19

5,5—2,0

Средняя

0,1—0,6

1·10

-19

—1·10

-18

2,0—0,7 Пониженная

0,1—1,0

1·10

-18

—1·10

-17

0,7—1,3

Низкая

>1·10

-17

<0,3

Отсутствует

А. К. Замаренова, при увеличении глинистой части в известня-

ках с 3 до 24 %, давление прорыва возросло с 5,98 до

21,11 МПа. Исследование экранирующих способностей сульфат-

ных пород, выполненное В. Д. Ильиным с соавторами, показало,

что увеличение в сульфатных породах кальцита и доломита от

5—10 % до 20—30 % сопровождается снижением величины дав-

ления прорыва от 2—3 МПа до 0,1 МПа. В данном случае лито-

логическая неоднородность предопределяет повышенную микро-

трещиноватость пород, следствием чего и является снижение

экранирующей способности. Факт фильтрации установлен мик-

роскопическими и битуминологическими методами.

Среди геологических признаков и свойств на качество экра-

нирующих пластов оказывают влияние прежде всего мощность,

распространенность, однородность состава пород пласта, текто-

нические нарушения, литологические и стратиграфические

«окна» в пласте.

Мощность (толщина) пласта очень важный признак, регла-

ментирующий надежность пласта-покрышки. Через тонкий

пласт-флюидоупор возможен прорыв углеводородов и уход их

из залежи. Возможен уход углеводородов и за счет диффузии,

поскольку величина некоторых молекул значительно мельче

размера пор в породах-экранах, например размер молекулы ме-

тана 0,0002 мкм. В связи с этим К. Ф. Родионова и В. А. Ильин

установили почти постоянное присутствие углеводородов в гли-

нистых экранирующих толщах; собственно на этом явлении ос-

нованы геохимические поиски углеводородов.

Необходимая мощность экранирующей толши для сохране-

ния залежи углеводородов в значительной мере определяется

литологическим составом пород и связанным с ними размером

пор, а также перепадом давлений флюидов в покрышке и кол-

лекторе, достигающим десятков мегапаскалей. В большинстве

411

случаев мощность флюидоупоров составляет 10—70 м, однако

при больших ее значениях запасы углеводородов в залежах по

данным И. В. Высоцкого и В. И. Высоцкого (1986 г.) заметно

возрастают. Это обстоятельство свидетельствует о возможности

рассеивания углеводородов через тонкую покрышку. С. В. Фе-

дорова, А. К. Замаренов и др. (1987 г.) считают, что глинисто-

карбонатные покрышки палеозойских отложений Прикаспий-

ской впадины надежны в случае, если отношение толщины по-

крышки к высоте этажа залежи будет не менее 1 : 10.

Распространенность экранирующего пласта или толщи по

площади имеет огромное значение для сохранения углеводоро-

дов в природном резервуаре. В связи с этим выделяют ре-

гиональные и локальные покрышки. Региональные экраны рас-

пространены на значительной территории нефтегазоносного

бассейна. К ним, например, относятся соленосная толща кун-

гурского возраста в Прикаспийской впадине, площадь распро-

странения которой свыше 600 тыс. км

, глинистая экранирую-

щая толща сеноманского возраста на севере Западной Сибири

и др. Региональные экранирующие толщи в значительной мере

обеспечивают сохранность углеводородов в пределах нефтегазо-

носных бассейнов. Локальные пласты-экраны распространены

ограниченно и влияют на отдельные ловушки или группу ло-

вушек.

Однородность литологического состава пород также отража-

ется на экранирующих свойствах пласта. Однородные (соленос-

ные, глинистые и др.) пласты обычно более надежные флюидо-

упоры, чем пласты таких же пород, но содержащие прослои

песчаных, алевритовых, карбонатных пород или же примеси

обломочного материала. Может быть и так, что в разных частях

региона состав экранирующего пласта неодинаков, поэтому и

его изолирующая возможность будет отличаться.

Литологические и стратиграфические окна оказывают нема-

ловажное влияние на качество экранирующих пластов и толщ.

Литологические окна — это зоны или участки пласта, выполнен-

ные на полную мощность проницаемыми породами. Стратигра-

фические окна — это участки, где экранирующий пласт по ка-

ким-либо причинам вообще отсутствует. Через литологические

и стратиграфические окна возможна фильтрация и рассеивание

углеводородов, находящихся в природных резервуарах.

Тектонические нарушения также отражаются на качестве эк-

ранирующих пластов и толщ. Перерыв в сплошности экрана или

наличие путей фильтрации вследствие недостаточно плотного

или неповсеместного контакта между блоками могут быть при-

чиной ухода углеводородов из ловушки. Наиболее надежные эк-

раны в случае тектонических нарушений могут возникнуть на

контакте пласта-экрана с соляными куполами или соляными

толщами.

412

Сочетание геологических признаков пласта и физико-химиче-

ских свойств пород определяет качество флюидоупоров в целом.

Среди литологичских типов пород, слагающих пласты-эк-

раны, самые распространенные глинистые (глины, частью ар-

гиллиты). На их долю приходится свыше 70 % всех флюидо-

упоров. Не исключено, однако, что с увеличением глубины

скважин и при вскрытии более древних (палеозойских и докем-

брийских) отложений эта цифра может измениться в сторону

понижения. Вторая по распространенности среди пород-экра-

нов — каменная соль, в толще которой нередко встречаются

прослои ангидритов, доломитов и глинистых пород. Далее сле-

дуют кристаллические (хемогенные) известняки, мергели, ан-

гидриты.

На относительно небольших глубинах (до 500—700 м) в ка-

честве флюидоупоров встречаются вечномерзлотные породы

(в зонах вечной мерзлоты), представленные отложениями раз-

личного литологического состава. Их поровое пространство за-

полнено льдом.

Экранирующие способности у пород различного литологиче-

ского состава неодинаковы. Одни из них способны удерживать

только вязкую нефть, другие—нефть и воду, третьи — наиболее

надежные, удерживают газоконденсат и природный газ. В по-

следнем случае, особенно на больших глубинах, часто имеют

место аномально высокие пластовые давления, причем коэффи-

циент аномальности может достигать 2 и более.

Наиболее эффективной экранирующей способностью обла-

дают толщи каменной соли, имеющие, как правило, региональ-

ное распространение. Под этими толщами встречены гигантские

скопления углеводородов, такие как нефтяное месторождение

Хасси-Месауд, газовое Хасси-эр-Рмель в Алжирской Сахаре,

нефтяные месторождения Асмарийской группы в Иране.

В СССР под соляными толщами открыты газовые и газоконден-

сатиые месторождения в Прикаспийской, Днепровско-Донецкой,

Амударьинской впадинах и других регионах. Несмотря на высо-

кие экранирующие свойства соляных пород, имеются случаи

прорыва углеводородов сквозь слагаемые ими толщи.

Качество глинистых покрышек непостоянно. Вначале, при

погружении глинистых отложений происходит их уплотнение и

повышение экранирующих способностей. В платформенных ус-

ловиях наиболее высокими качествами глинистые экраны обла-

дают на глубинах 2,5—3,5 км. Ниже их пластичность уменьша-

ется и они переходят в аргиллиты, экранирующие свойства

которых менее надежны. Далее по экранирующим свойствам

располагаются мергели, ангидриты, известняки, однако в кон-

кретных условиях, вследствие различных сочетаний минераль-

ных, структурных и текстурных признаков этот строй может

быть нарушен.

413

Вопросы для самопроверки

1. Дайте характеристику породы-флюидоупора (покрышки, экрана).

2. Перечислите различия между плотностными и динамическими флюидо-

упорами.

3. Приведите типы пород-флюидоупоров и их экранирующие свойства.

4. Каковы основные факторы, влияющие на экранирующие свойства

пород?

Глава 24

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТИ И ГАЗА

§ 1. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ ОБСТАНОВКИ

ФОРМИРОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Формирование осадочных природных резервуаров нефти и

газа осуществляется многостадийно, однако размер и форма

большинства из них закладываются на стадии седиментогенеза.

В последующие стадии — при диагенезе, катагенезе, гипергенезе

происходит формирование и изменение коллекторских и экра-

нирующих свойств пород. При глубоком катагенезе возможно

также изменение формы и размера природного резервуара. Если

в строении природного резервуара участвуют магматические и

метаморфические породы, ведущими процессами в формирова-

нии коллектора оказываются гипергенные, а также растрески-

вание пород. Как правило, магматические, метаморфические по-

роды и кора их выветривания выполняют роль коллекторов и не

встречаются в качестве флюидоупоров.

В осадочных породах коллекторами являются главным об-

разом песчаные, алевритовые породы, известняки, доломиты и

переходные между ними разности. Следовательно для формиро-

вания коллекторского тела, внутри которого может происходить

миграция и перераспределение флюидов, необходимы условия,

благоприятные для формирования отмеченных осадочных гор-

ных пород.

Как уже было показано в разделе I. для формирования пес-

чаных и алевритовых пород благоприятны фации прибрежно-

морские мелкого шельфа, дельтовые, русловые (равнинных рек),

пустынь. Для формирования известняковых пород-коллекторов

наиболее благоприятны фации шельфа и древних, относительно

мелководных эпиконтинентальных морей в областях с теплым

климатом, с благоприятными условиями для развития фауны и

флоры. Для формирования доломитовых пластов (по крайней

мере в фанерозое), благоприятны фации засолоненных лагун

в областях с жарким, засушливым климатом.

414

Для формирования флюидоупоров нужны иные фациальные

обстановки. В качестве флюидоупоров чаще всего выступают

глинистые породы, каменная соль, ангидриты. Исходя из этого

благоприятны во всех случаях водная среда, равнинный рельеф,

стабильный тектонический режим в течение продолжительного

времени, высокая скорость осадконакопления.

Для формирования глинистых флюидоупоров благоприятны

фации шельфа. В случае пенепленизации прилегающей суши

это может быть мелкий шельф. В условиях сильно пересечен-

ного рельефа суши для накопления глинистых отложений бо-

лее благоприятен глубокий шельф (глубины более 70 м). Гли-

нистые флюидоупоры могут также образовываться во внутри-

континентальных морях и крупных озерах (типа Каспийского

моря). Менее благоприятны дельтовые фации из-за большей

примеси в глинистых отложениях обломочного материала, лито-

логического замещения их алевритовыми и песчаными образо-

ваниями, линзовидной формой геологических тел. Соляные и

сульфатные флюидоупоры формируются в крупных озерах или

мелководных внутриконтинентальных морях (типа кунгурского

в Волго-Уральской провинции), в обстановках аридного кли-

мата.

Таким образом для формирования природного резервуара

обстановка осадконакопления в бассейне седиментации должна,

но крайней мере, трижды меняться — первоначально она должна

благоприятствовать формированию породы-флюидоупора, затем

породы-коллекторы и снова породы-флюидоупоры. Такое чере-

дование типов пород может быть обусловлено глобальными из-

менениями геологических обстановок. В этом случае природные

резервуары распространены регионально, охватывают сотни ты-

сяч квадратных километров. Помимо этого природные резерву-

ары могут образовываться и при местном изменении обстано-

вок осадконакопления или при периодической миграции фаций.

В этих случаях в одном и том же пункте попеременно отклады-

ваются породы-флюидоупоры — породы-коллекторы — породы-

флюидоупоры. Природные резервуары при этом имеют ограни-

ченное распространение по площади. Большинство литологи-

чески ограниченных природных резервуаров имеют именно такой

генезис.

Рассматривая условия, благоприятствующие формированию

природных резервуаров, полезно напомнить, что основные за-

пасы нефти и газа на нашей планете приурочены к небольшому

числу месторождений-гигантов с извлекаемыми запасами нефти

более 1500 млн. т или газа— более 750 млрд м

. Лишь в 8

крупнейших месторождениях мира содержится свыше 50 % всех

доказанных запасов нефти капиталистических и развивающихся

стран (Кувейт, Саудовская Аравия, Алжир и др.). Не обсуждая

все причины, благоприятствующие формированию крупных и

415

гигантских месторождений нефти и газа, рассмотрим лишь ли-

тологические аспекты проблемы.

Необходимые условия для формирования месторождений-

гигантов— наличие ловушки и источника углеводородов. Боль-

шинство ловушек, известных к настоящему времени гигантских

месторождений, сформировалось под действием тектонических

факторов, которые, однако, проявляются эффективно только при

наличии соответствующего литологического обеспечения. Геоло-

гическое тело, представляющее вместилище углеводородов

в ловушке, должно обладать большой емкостью. Образование

последней возможно по крайней мере при одном из трех усло-

вий: большой мощности, широком распространении или высокой

пористости пород. Возможно также сочетание всех этих условий.

Емкость должна быть ограничена в пространстве, поэтому

следующее условие—наличие надежных экранирующих толщ,

не позволяющих углеводородам мигрировать из ловушки. Такое

литологическое обеспечение возникает в разных седиментацион-

ных обстановках.

Образованию коллектора большой мощности способствует

большая скорость осадконакопления и стабильность физико-гео-

графической обстановки в течение длительного времени. Боль-

шая площадь распространения пород-коллекторов обеспечи-

вается сходством фациальной обстановки на значительной тер-

ритории, благоприятной для формирования песчано-алевритовых

или карбонатных геологических тел (основных коллекторов

нефти и газа). Пористость пород-коллекторов, отражающаяся

на емкости ловушки, также связана с литологическими процес-

сами— седиментогенными и катагенными. Естественно, чем выше

пористость коллектора, тем больше емкость ловушки при прочих

равных условиях.

Непременный признак надежности экранирующего тела, по-

мимо соответствующих свойств пород,— отсутствие проницаемых

окон и широкая распространенность, обеспечивающая надежное

перекрытие коллекторского тела ловушки и нефтегазоматерин-

ских толщ.

С литологических позиций наиболее благоприятные физико-

географические условия, обеспечивающие создание фундамента

для формирования крупных и гигантских природных резервуаров

и антиклинальных ловушек нефти и газа существуют в областях

шельфа, в эпиконтинентальных морях платформенных областей.

Именно здесь, в условиях равнинного рельефа в результате

смены физико-географической обстановки, на большой площади

накапливаются толщи осадков, из которых впоследствии фор-

мируются породы-коллекторы и породы-экраны. Если складко-

образование произойдет до погружения пород на большие глу-

бины и до проявления стресса, то в образовавшихся ловушках

породы-коллекторы могут сохранять высокую пористость. Благо-

416

приятны для формирования крупных и гигантских ловушек

нефти и газа значительные по площади рифовые массивы, имею-

щие высоту до 800—1000 м. Крупные ловушки и месторождения

газа известны и в континентальных образованиях — озерных и

эоловых (дюны).

Несомненно, что существует немало крупных ловушек неанти-

клинального типа — литологических и литолого-стратиграфичес-

ких, с которыми связаны гигантские месторождения нефти и газа,

однако в связи со сложностью их поисков пока известны лишь

единичные находки.

Наличие ловушек обязательное, но недостаточное условие для

формирования гигантских месторождений. Необходимы угле-

водороды и пути для их миграции в ловушки. Следовательно для

образования гигантских скоплений углеводородов необходима,

как исходное условие, обстановка, благоприятная для бурного

развития фауны и флоры, накопления и сохранения значитель-

ных количеств органического вещества в осадочных образова-

ниях с последующим преобразованием его в углеводороды.

Обычно наиболее высокие концентрации органического веще-

ства ассоциируют с глинистыми породами (до 10—12 %, а ино-

гда и выше), в меньшей степени — с карбонатными. Таким об-

разом, для формирования гигантских месторождений нефти и

газа необходимы мощные нефтегазопроизводящие толщи (кото-

рые одновременно могут быть и экранирующими). Если послед-

ние находятся на значительном удалении от ловушки и в ее

направлении отсутствуют пути миграции флюидов, то потен-

циальные возможности образования гигантских месторождений

углеводородов могут не реализоваться.

Облик и качество природных резервуаров нередко в значи-

тельной мере определяются вторичными преобразованиями. Про-

цессы катагенеза и гипергенеза могут существенно изменить

форму и размер природных резервуаров, наполненных природ-

ными водами. На больших глубинах чаще всего происходит

уплотнение пород, выделение минеральных образований в поро-

вом пространстве и трещинах. В связи с этим на больших глу-

бинах чаще всего можно ожидать уменьшения размера и мощ-

ности природного резервуара. В зоне гипергенеза, близ поверх-

ности, создаются благоприятные условия для растворения ряда

природных соединений (в частности карбонатов), что может

привести к увеличению размера и емкости природного резерву-

ара.

В случае заполнения природного резервуара углеводородами,

вторичные процессы идут иначе. Растворение природных соеди-

нений и минеральное новообразование — процессы электроли-

тические. Они происходят на стадии катагенеза при активном

участии воды и растворенных в ней химически активных ком-

понентов. Углеводороды (нефть, конденсат) относятся к диэлек-

14 Заказ № 1133 417

трикам, поэтому, находясь в поровом пространстве пород и тре-

щинах, они препятствуют течению катагенетических процессов.

Это явление может быть использовано для ориентировочного

определения времени поступления нефти в коллектор и времени

формирования залежи.

Принципиально это осуществляется следующим образом. В

данном конкретном регионе, по материалам изучения керна

скважин, не содержащих нефти, определяется последователь-

ность катагенетических изменений пород с увеличением термо-

барических параметров и глубины. Затем устанавливается

степень катагенетического изменения интересующей нас нефте-

насыщенной породы. Стадия на которой остановились катагене-

тические преобразования в поровом пространстве и является

индикатором времени заполнения ловушки нефтью. Допустим,

что вторичные изменения породы в нефтяной залежи соответст-

вуют подстадии мезакатагенеза, этапу МК

а перекрывающие

и подстилающие отложения находятся на этапе преобразования

. Следовательно заполнение ловушки нефтью завершилось

на этапе МК

на глубинах, примерно соответствующих совре-

менному положению водоносных пород находящихся на этом

этапе катагенеза.

§ 2. ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИРОДНЫХ

РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Согласно известной классификации И. О. Брода и Н. А. Ере-

менко, выделяются три типа природных резервуаров нефти и

газа: пластовые, массивные и литологически ограниченные. В

каждом из типов имеются свои разновидности.

Пластовые природные резервуары в классическом виде пред-

ставляют пласты-коллекторы на значительной территории огра-

ниченные в кровле и подошве слабо проницаемыми породами

(рис. 129). К этому типу также относятся пластовые резерву-

ары с литологическим выклиниванием пласта-коллектора, со

стратиграфическим экранированием и сложные природные ре-

зервуары. Мощность пласта коллектора может варьировать

в широких пределах — от долей до десятков метров (20—30 м).

Мощность экранирующих пластов также может быть различ-

ной, но исследования последних десятилетий показали, что су-

ществует некоторый нижний предел мощности, ниже которого

покрышка становится ненадежной и может произойти прорыв

флюида через флюидоупор. Для пород различного литологичес-

кого состава нижний предел мощности неодинаков. Он зависит

от степени уплотнения пород, перепада давлений под и над эк-

раном. В случае АВПД в коллекторе этот перепад может быть

весьма значительным. На небольших и умеренных глубинах

418

Рис. 129. Залежи нефти и газа в пластовом сводовом природном резер-

вуаре, месторождение Киркук, Иран.

1 — моласса; 2 — соляные породы; 3 — базальный конгломерат; 4 — известняк; 5 —

мергель; 6— ангидрит; 7—газ; 8 — нефть (по Р. Мейнхолду)

Рис. 130. Залежь нефти в литологически выклинивающемся пластовом ре-

зервуаре, месторождение Ачикулакское, СССР.

(до 2—2,5 км) при отсутствии АВПД однородные глинистые

породы при мощности пласта 4—6 м могут достаточно надежно

держать нефть, но малоэффективны для удержания газа.

Пластовым природный резервуар с литологически выклини-

вающимся пластом-коллектором нередко встречается среди от-

ложений различного возраста. Выклинивание пласта-коллектора

в случае моноклинального залегания осадочных образований

происходит в направлении восстания пород. В антиклинальных

условиях выклинивание может быть как в сторону восстания,

так и по падению пород. Типичные пластовые резервуары с вы-

клиниванием коллектора установлены на Северном Кавказе

(Ставропольский, Краснодарский края) в районе месторождений

Лесное, Калужское, Ачикулак (рис. 130) и др. Пласт-коллектор

представлен здесь песчаниками и алевролитами альбекого воз-

раста, замещающимися вверх по восстанию глинисто-алеврито-

выми породами. Породы-коллекторы обладают значительной

пористостью — до 2 5% и относительно невысокой проницаемо-

14*

419

Рис. 131. Ловушка нефти в стратиграфически экранированном пластовом

резервуаре, месторождение Уэст-Эдмонд, США (по Д. А. Мак-Ги,

X. Д. Дженкинсу).

1 — известняк; 2 — глина

стью от 50∙10

-15

до 1∙10

-15

и ниже. Флюидоупоры — глины

алевритистые и алевритово-глинистые породы.

Пластовый резервуар со стратиграфическим экранированием

(рис. 131) выделяется как разновидность на основании того,

что ловушка в разрезе образовалась в результате перекрытия

с угловым несогласием поверхности размыва или денудации (на

которой обнажились породы-коллекторы) пластом или толщей

флюидоупора. Пласт-коллектор может быть представлен как

терригенными, так и карбонатными породами. В связи с этим

коллекторские свойства пород варьируют в широких пределах.

Существенный отпечаток на величину коллекторских парамет-

ров здесь накладывают процессы гипергенеза. Они чаще всего

способствуют растворению и выносу наиболее подвижных

в условиях дневной поверхности составных частей породы.

Таким образом эти процессы способствуют улучшению коллек-

торских свойств пород (особенно карбонатных) ловушки и

всего природного резервуара, оказавшегося в зоне действия ги-

пергенных процессов. При погружении такого природного ре-

зервуара на большие глубины, коллекторские свойства изве-

стняков и доломитов остаются достаточно высокими.

К сложным природным резервуарам относят разновидность,

представляющую переслаивание коллекторских и

экранирующих пластов и прослоев небольшой

мощности (некоторые из них составляют десятки и даже

420