Содержание TOC o «1-3» h z u 1 Породы-покрышки Классификация флюидоупоров по площади распространения

Содержание

TOC o «1-3» h z u 1.Породы-покрышки. Классификация флюидоупоров по площади распространения, по литологическому составу и степени однородности PAGEREF _Toc369628738 h 3
2.Построить все виды залежей нефти и газа в ловушках различных типов PAGEREF _Toc369628739 h 10
Литература PAGEREF _Toc369628740 h 17

Породы-покрышки. Классификация флюидоупоров по площади распространения, по литологическому составу и степени однородности

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
— 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, разделяемыми 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;
По характеру распространения(протяжённости)
По мощности
По литологическому составу
Минеральному составу
Степени нарушенности сплошности
Э.А.Бакировым (1969) предложена классификация флюидоупоров с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. Классификация выполнена на основе анализа строения и распространенности слабопроницаемых 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 .
Субрегиональные флюидоупоры – толщи практически непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов I порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Зональные флюидоупоры – непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью нефтегазоносной области, приуроченными к структурным элементам II порядка .
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.
Экранизирующие свойства глинистых пород ,помимо выдержанности и мощности, рассмотренных выше зависят от:
Их состава
Наличие примесей
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 показа-ли 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 аутогенные минералы как пирит, сидерит, анафаз, 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 слои-стых 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.
Суммируя все сказанное о глинистых породах-флюидоупорах нефтяных и газовых залежей, отметим, что для надежного прогнозирования качества пород как покрышек необходимо иметь следующие сведения:
Структурно-текстурные особенности
Количество и тип ОВ
Выдержанность по простиранию
Мощность
Деформационо-прочностойные свойства
их минеральный состав
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 пластич-ность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства.
Плотностные покрышки образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических извесняков, 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.

Построить все виды залежей нефти и газа в ловушках различных типов
Ловушка – это часть природного резервуара, в которой создаются условия благоприятные для улавливания флюидов. Наличие ловушки – первое условие формирования залежи.
Залежь – это скопление углеводородов в ловушке. Разделение углеводородов в залежи происходит по гравитационному признаку. Обычно достаточно четко выделяется газовая, нефтяная и водяная части. Главное условие возникновения залежи — наличие замкнутого контура.
Залежи нефти и газа классифицируют и типизируют по разным признакам. Наиболее распространенная классификация по типу ловушек.
Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.
1513840-32956500

Рис. 1. Газонефтяная залежь на карте и геологическом разрезе.
1 – нефтяная часть залежи; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — внутренний контур
нефтеносности; 4 — газовая часть залежи; 5 — внешний контур газоносности; 6 — внутренний контур газоносности.
И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Бакиров и другие исследователи выделяют 6 классов залежей по главным морфогенетическим показателям:
Ловушки складчатых дислокаций.
Ловушки разрывных нарушений.
Ловушки стратиграфических несогласий.
Ловушки литологические.
Ловушки рифовых массивов.
Ловушки комбинированные (складчато-стратиграфические, литолого-стратиграфические и т.п.).
Ловушки складчатых дислокаций связаны с антиклинальными складками – крутыми, высокоамплитудными в геосинклинальных областях, пологими – на платформах.
Объем антиклинальной ловушки зависит от ее структурной амплитуды, мощности резервуара-коллектора, пористости, пластового давления. Структурной амплитудой складки называется превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой. Структурный рельеф складки – это высота, на которую смятый в складку пласт превышает региональный наклон

186690-108331000

Рис. 2. Сводовые ловушки антиклинальных структур:
а – ненарушенного строения, б — с тектоническим нарушением, в – осложненных диапирами, г – осложненных соляной тектоникой.
Залежь нефти: 1 – на профиле, 2 — в плане; 3 – изогипсы продуктивного пласта; 4 – тектоническое нарушение; 5 – песчаники; 6 — глины; 7 – известняки; 8 – вулканогенные породы; 9 – соль.
Ловушки разрывных нарушений – тектонически – экранированные
Выделяются нормальные сбросы на моноклиналях. Ловушка образуется в случае изгиба поверхности сброса или при комбинации нескольких сбросов
В складчатых областях широко распространены ловушки, связанные с взбросами и надвигами, причем залежи могут быть как выше, так и ниже поверхности разрыва пласта.
0-12382500

Рис. 3. Тектонически экранированные ловушки:
а – присбросовая, б – привзбросовая, в – структуры осложненные грязевым вулканизмом, г – структуры осложненные соляной тектоникой, д – поднадвиговая.

53340054038500Ловушки стратиграфических несогласий (стратиграфически – экранированные)

Рис. 54. Стратиграфически экранированные ловушки:
а – в присводовой части антиклинальной структуры, б – в моноклинали.
Образуются на моноклиналях и крыльях антиклинальных складок при наличии регионального перерыва в осадконакоплении и последующего трансгрессивного перекрытия размытой поверхности разновозрастных пластов новыми, более молодыми непроницаемые осадочными толщами.
Отличаются исключительным разнообразием, но могут быть сгруппированы в две основные категории: литологически-экранированные, связанные с фациальным замещением (выклиниванием) пласта-резервуара по восстанию, и литологически ограниченные. Распространенной разновидностью литологически ограниченных ловушек являются шнурковые или рукавообразные ловушки, связанные с длинными и узкими песчаными телами известны также линзовидные вытянутые песчаные тела, представляющие собой погребенные бары, косы, отмели, со всех сторон окруженные одновозрастпыми непроницаемыми глинистыми породами.

502920-57975500

Рис. 4. Литологически экранированные ловушки:
137160022733000а – русла палеорек, б – ископаемые прибрежные песчаники: бары, пляжи.

Рис. 5. Литологически экранированная асфальтом залежь
5. Ловушки рифовых массивов. Связаны с ископаемыми выступами (куполами) кавернозных, трещиноватых известняков, образованных в результате- жизнедеятельности морских организмов (кораллов, мшанок некоторых толстостенных пелеципод и др.). Рифовые массивы являются очень хорошими резервуарами: они окружены со всех сторон и подстилаются слабопроницаемыми известняками, мергелями и глинами.
1752600-5524500

Рис. 6. Ловушка рифового массива.
1 – кавернозные и трещиноватые карбонатные породы; 2 – отложения перекрывающие рифовое тело.
Ловушки комбинированные это ловушки, совмещающие черты двух и более вышеописанных классов. Так, например, если вершина антиклинальной складки подверглась кратковременному размыву, а затем опустилась вновь под урез воды и была перекрыта осадочными толщами, которые, в свою очередь, изогнулись в антиклинальную складку, то образуются под и над поверхностью несогласия ловушки антиклинально-стратиграфического типа.
Если проницаемый пласт выклинивается вблизи вершины купола и затем перекрывается непроницаемой породой, образуются ловушки антиклинально-литологического типа и т. д.
На одном и том же месторождении нефти могут присутствовать залежи, связанные со всеми вышеперечисленными классами ловушек. Чаще всего это случается в районах развития соляных куполов.
По фазовому составу флюида:
однофазовые — нефтяные, газовые, газоконденсатные
двухфазовые — газонефтяные, нефтегазовые.
По составу флюида залежи делят на:
Чисто нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60м3/м3,но иногда превышает 500м3/м3.
Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Формирование газовой шапки может происходить за счет выделения газа из нефти.
Нефтегазовая залежь состоит из основной газовой части с нефтяной оторочкой.
Газоконденсатные.
Газоконденсатно-нефтяные.
Чисто газовые.
Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. В процессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие природной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном режиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жидкие УВ.
По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:
простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;
сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.
По рентабельности залежи делятся на
Балансовые или промышленные — разработка которых в настоящее время целесообразна,
Забалансовые (непромышленные) — разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.
Рентабельность добычи зависит от объема УВ на месторождении, от характера насыщения пласта коллектора, климатического и ландшафтного положения, глубины залегания, развития инфраструктуры.
По значениям рабочих дебитов залежи делятся на классы:
Классификация залежей по значениям рабочих дебитов
Таблица 1.

Класс
Залежи Дебиты

нефти,
т/сут
газа,
м3/сут
1 Высокодебитные 100 1 000 000
2 Среднедебитные
10–100 100 000–1 000 000
3 Малодебитные 2–10 20 000–100 000
4 Низкодебитные
Менее 2 Менее 20 000

Литература

1. Бакиров Э.А. «Геология нефти и газа».- М., Недра, 1990 г.
2.Бурлин Ю.К. «Природные резервуары нефти и газа – Издательство Московского Университета, 1976 н.
3.Гейро С.С. «Практикум по геологии и геохимии нефти и газа» — Пермь, 1984 г.
4.Жданов М.А. «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» -М., Недра. 1970

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

5 × 3 =

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте как обрабатываются ваши данные комментариев.

Adblock detector