Реферат покрышки залежей нефти и газа их характеристика и классификация
Обновлено: 02.07.2024
Покрышка - это комплекс пород (порода) с крайне низкими значениями проницаемости, перекрывающий продуктивный коллектор и препятствующий разрушению залежи.
Наличие надежной для заключенного в коллекторе флюида покрышек, сохраняющей свои изоляционные свойства при определенных термобарических условиях в течение длительного отрезка геологического времени, — необходимое условие сохранности залежи.
Экранирующие свойства покрышек определяются их литологическим и минеральным составом, физико-химическими особенностями, выдержанностью по площади распространения и мощностью.
Одна из важнейших проблем изучения покрышек — введение количественной оценки их экранирующей способности.
Такой характеристикой является величина давления прорыва, перепад давления, при котором начинается фильтрация нефти или газа через покрышки, и соответственно величина давления пережима, когда фильтрация практически прекращается.
Мощность покрышки колеблется от первых метров в многопластовых месторождениях до десятков метров и более в региональных покрышках.
Вопрос о минимальной мощности покрышки не решен однозначно.
Практика поисково-разведочных работ показывает, что 5-метровый слой глин достаточен, чтобы удержать самостоятельную залежь.
Для ряда нефтегазоносных областей (Бухаро-Хивинской и др.) установлено, что при однородном минеральном составе высота покрышки залежи находится в прямой зависимости от мощности глинистой покрышки: чем мощнее покрышка, тем полнее заполнена ловушка; для других районов (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция) четкой прямой зависимости не установлено.
Однако во всех случаях при различном минеральном составе, степени измененности и т.д. повышенная мощность покрышки более благоприятна для ее сохранения.
Все вышеописанные показатели легли в основу различных классификаций покрышек. По территории распространения выделяют: региональные (контролирующие нефтегазоносность осадочных комплексов крупного региона, провинции), зональные (в пределах крупных зон нефтегазонакопления) и локальные покрышки (в пределах месторождения); по соотношению с этажами нефтегазоносности — межэтажные и внутриэтажные; по литологического составу — глинистые, эвапоритовые (соли, в меньшей степени ангидриты), карбонатные и смешанные.
Лучшими покрышками являются соленосные толщи, наиболее распространенными — глинистые.
В разрезах зон развития многолетней мерзлоты встречаются песчано-алевритовые породы с льдистым цементом.
Под этими практически непроницаемыми породами могут, по мнению некоторых исследователей, встретиться скопления газа, что подтверждается в ряде случаев выбросами газов при бурении в Западно-Сибирской, Лено-Вилюйской провинциях, на Аляске и в других местах.
Такие покрышки называют криогенными.
В исследованиях покрышек выделяются 3 основных, тесно взаимосвязанных направления.
Общегеологическое — включает установление мощности, однородности литологического состава и строения, площади их распространения, выдержанности по площади простирания, наличия литологических окон, гидрологической раскрытости смежных проницаемых комплексов, генезиса и фациальных условий их накопления.
Эти вопросы решаются методами построения и комплексного анализа серии карт мощностей, литотипов, песчанистости, карбонатности, битуминозности и др.
Лабораторное направление предусматривает изучение: минерального состава (термического, рентгеноструктурного, электронно-микроскопического, элекронографического и др. анализы); тестурных и структурных особенностей пород; наличия примесей, органического вещества, поровой воды и др.; постседиментационных изменений пород, которые в одних случаях улучшают, а в других ухудшают экранирующие свойства покрышки; физико-механических и деформационно-прочностных свойств горных пород (плотность, пористость, трещиноватость, проницаемость, пластичность, упругость, набухаемость, сжимаемость и др.).
Экспериментальное направление предусматривает изучение особенностей процессов миграции в слабопроницаемых породах, теоретическое и экспериментальное моделирование.
Коллекторы нефти и газа – породы способные вмещать подвижные флюиды (воду, нефть или газ), фильтровать их при перепаде давления и отдавать их при разработке.
Основное свойство пород–коллекторов – наличие пустотного пространства, которое может быть представлено:
– порами; кавернами; трещинами; биопустотами (раковины, отмершие организмы в рифтовых известняках).
Пустоты подразделяются по размерам и видам:
1. субкапиллярные – 0.005 мм и менее (жидкость в виде пленок и практически не движется)
2. капиллярные 0.005 – 0.1 мм на перемещение действуют силы капиллярного воздействия
3. сверхкапиллярные >0.1 мм движение жидкости под действием силы тяжести.
Поры – это пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе. Пористость называется межзероновой матрицей.
Каверны – это пустоты, возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания какого–либо минерала и (или) их перекристаллизации. Особенно каверны характерны для карбонатных пород, а их размеры различны. В отличие от пор в них не проявляются капиллярные силы.
Трещины – это совокупность разрывов, рассекающих горные породы, они разрывают сплошность горных пород. Выделяются две группы: литологические (диагенетические и катагенетические) и тектонические (дизъюнктивы) трещины. По протяженности и раскрытости бывают микротрещины ( 0.1 мм). Пустоты могут быть изолированными или объединены в общую систему каналами с разной протяженностью, сечением или формой. Все эти параметры или емкостно–фильтрационные свойства зависят от многих условий: состава пород; формы и размера зерен; характера их укладки; наличие, вида, состава и свойства цемента и др.
В соответствии с видами пустот коллектора бывают: поровые, каверновые, трещинные, смешанные.
Типы коллекторов различают по составу: терригенные и карбонатные, а также глинистые, кремнистые, вулканогенные, метаморфические и магматические. Терригенные коллектора занимают главное место, в них заключено 55 млрд. т разведанных запасов, что составляет 75 %. Емкостно-фильтрационные свойства их весьма разнообразны, так пористость в среднем составляет 15-20%, а коэффициент проницаемости десятки и сотни миллидарси. Карбонатные коллектора заключают ≈ 45% мировых запасов нефти и 25% запасов газа. В карбонатных коллекторах преобладают кавернозные и трещинные типы пор. Глинистые, кремнистые, вулканогенные, метаморфические и магматические коллектора можно отнести к нетрадиционным, в которых преобладают трещинные и порово- трещинные пустоты. Такие коллектора в баженовской карбонатно-глинисто-кремнистой толще верхней юры Западной Сибири с содержанием Сорг в аргиллитах до 8%.
Емкостно-фильтрационные свойства породы характеризуются основными параметрами – пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью.
Пористость это отношение объема пустот к общему объему породы. Различает 3 вида пористости:
Общая пористость (полная, абсолютная) объем всех пустот породы, включая поры, каверны и трещины, связанные и несвязанные между собой. Коэффициент Коп = Vп / V – где Vп объем пустот, V объем породы.
Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор. Она меньше общей пористости на величину изолированных пор. Определяется при помощи насыщения высушенной породы керосином. Много изолированных пор в известняках, доломитах и туфах. Разница между общей пористостью и открытой пористостью увеличивается в ряду песок–песчаник–алевролит. Коэффициент используют при подсчете запасов.
Эффективная пористость (динамичная, полезная) пористость – объем нефтенасыщенной части свободного пустотного пространства. Используется при подсчете запасов.
Величина пористости зависит от формы, укладки, сортировки зерен и не зависит от их размеров. Так для очень хороших сортированных песков Кп = 43 %; а нижней предел Кп 6–8%, ниже порода уже не коллектор. Суммарный объем трещинных пустот невелик – 0.1–1% (иногда 2–3%), но он оказывает существенное влияние на фильтрационные свойства.
Проницаемость – свойства коллектора пропускать (фильтровать) жидкости и газ при перепаде давления. Различают абсолютную проницаемость, измеренная при прохождении через породу флюида любого фазового состава в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом, и фазовую (или эффективную)проницаемость, определенная по какому–либо флюиду в присутствии другого флюида. Например, через водонасыщенную породу проходит газ или нефть.
Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, к абсолютной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью.
Абсолютная проницаемость определяется по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации (объем проницаемости веществ) в нормальной среде при струйном ламинарном потоке прямо пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости. Измеряется в дарси (Д) или миллидарси (мД). Порода, обладающая проницаемостью в 1Д, если однофазный флюид вязкостью в 1 сантипуаз (сп) фильтруется со скоростью 1 см/с с расходом 1 см 3 /с при площади поперечного сечения 1 см2 и перепаде давлений 1 атм. В международной системе СИ 1мД=10 -15 м2 .
Флюидоупор – породы плохо проницаемые для воды, нефти и газа, способные играть роль изолирующих (экранирующих) разделов. Литологическое тело (пласт, пачка, свита), расположенное над коллектором нефти (газа) и препятствующее фильтрации УВ из коллектора в верхние горизонты, называется покрышкой. Наличие покрышки (флюидоупора) является необходимым условием существования нефтяных и газовых залежей. Чем ниже проницаемость покрышки и выше ее пористость, тем лучше ее экранирующие свойства.
Роль покрышек выполнят: глины, аргиллиты, глинистые известняки, соли, гипсы, ангидриты. По надежности покрышки стоят: соль→ ангидрит → гипсы → глины → песчано-алевролито-глинистая масса. Надежность экранов определяет содержание залежи (нефть, газ). По разным признакам существуют разные классификации покрышек (флюидоупоров).
1. По площади распространения:
– региональные (сотни, десятки тыс.км 2 ) – имеют широкое площадное распространение, большую мощность, выдержанный литологический состав;
– зональные (1–10 тыс. км 2 ) меньшая мощность и площадь;
– локальные (сотни км 2 ) как правило одно или несколько месторождений.
2. По литологической характеристике:
3. По степени однородности:
Глинистая покрышка – наиболее часто встречаемый тип флюидоупоров. Экранирующая способность глин зависит:
– от состава глинистых минералов → каолинит (наибольшая проницаемость) → монтмориллонит ( наименьшая проницаемость);
– физико–химических свойств – прежде всего речь идет о плотности пород, т.к. с ее увеличением проницаемость снижается;
– гранулометрический состав – степень неоднородности – песчано–глинистые прослои – состав цемента;
– мощность покрышки (Уренгой залежь 176 м, а покрышка 600 м);
– трещиноватость и вторичные изменения;
– с подсолевыми отложениями связаны крупные месторождения нефти и газа (сульфатно–карбонатные покрышки);
– соленосные породы – галит, сильвин, ангидрит, гипс – на разных стратиграфических уровнях – в разных регионах мира (Вуктыльское, Оренбургское).
Соль – высоко пластичная порода – надежно экранируют, но прослои глинисто-алевритовых пород снижают экранирование, ангидрит и гипс менее надежный флюидоупор.
Карбонатные покрышки – представлены в основном пелитоморфными, мелкозернистыми известняками и доломитами.
Криогенные покрышки. Их образование связано с многолетнемерзлыми породами в приполяных широтах (север Архангельской обл., Сибири, США, Канады и в Гренландии).
Классификация коллекторов
Основная масса терригенных коллекторов характеризуется межзерновым (поровым) пространством — это межзерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терригенных пород встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые и даже кавернознопоровые разности (в том случае, если часть зерен сравнительно легко растворяется).
Быть нежеланным, нелюбимым, покинутым всеми — ещё более страшный голод для человека, чем просто не иметь пищи. © Мать Тереза ==> читать все изречения.
К флюидоупорам (покрышкам) относятся плохопроницаемые породы, перекрывающие нефтяные и газовые залежи. Роль пород флюидоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриды и некоторые другие разности горных пород. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минералогическому составу.
Наиболее широким распространением пользуются глинистые покрышки. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более упругие, чем соль и не являются надежными экранами. Однако абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы могут стать породами-коллекторами.
Приведем описание основных типов пород, являющихся флюидоупорами или покрышками.
Аргиллитами называют твердые глинистые породы, не размокающие в воде и возникающие при уплотнении, дегидратации и цементации пластичных глин. Аргиллиты могут быть массивными, плитчатыми и сланцевыми.
Каменная соль - осадочная порода химического происхождения. Это мономинеральная порода, в чистом виде бесцветная или молочно-белая. Примеси придают породе желтый, бурый и другие оттенки. Структура средне и крупнокристаллическая. Порода имеет соленый вкус, легко растворима в воде.
Ангидрит и гипс - осадочные породы химического происхождения и образуются при выпадении сернокислых солей в водных бассейнах с повышенной минерализацией вод. Ангидрит горная порода, состоящая из минерала ангидрита (Ca(SO4)). Цвет обычно голубовато-белый. Образует плотные мелкозернистые скопления. Гипс – слоистая или массивная порода различной плотности, состоящая, в основном, из минерала гипса (Ca(SO4)2Н2О), структура – от микро- до грубозернистой, цвет белый, светло-серый, желтоватый, розоватый и бурый. Гипс легко определить на твердость, чертится ногтем.
Мергели – осадочные породы, переходящие от известняков и доломитов к глинистым породам, содержание от 20% до 50% глинисто-песчаного материала. В зависимости от преобладания тех или иных составных частей различают песчаные, глинистые, известковистые, доломитовые мергели. Типичные мергели тонкозернистые и однородные, а во влажном состоянии часто пластичны. Окрашены обычно в светлые тона, но встречаются разности коричневого, фиолетового и других цветов. Для мергелей характерна массивная структура.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПОКРЫШЕК
Наиболее общепризнанными классификациями покрышек, являются разработки А.А. Ханина и Э.А. Бакирова.
В основе классификации покрышек Э.А. Бакирова лежит несколько принципов.
1. По площади распространенияпокрышки делятся на:
Региональные – распространены в пределах нефтегазоносной провин-ции или большей ее части, характеризуются значительной мощностью и литологической выдержанностью.
Субрегиональные– распространены в пределах нефтегазоносной области или большей ее части,
Зональные – распространены в пределах зоны или района нефте-газонакопления,
Локальные – распространены в пределах отдельных местоскоп-лений, обусловливают сохранность отдельных залежей.
2. По соотношению с этажами нефтегазоносности покрышки подразделяются на:
Межэтажные – перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтаж-ных местоскоплениях или разделяют их в полиэтажных местоскоплениях,
Внутриэтажные– разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности,
3.По литологическому составу
Однородные(глинистые, карбонатные; галогенные) - состоят из пород одного литологического состава
Неоднородные:
- смешанные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) - состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости
- расслоенные - состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород.
К факторам, снижающим экранирующие свойства пород-флюидо-упоров, относятся: трещиноватость, неоднородность, малая мощность и большая глубина залегания.
Трещиноватостьв породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами, могут пропускать флюиды.
Степень однородности покрышек играет важную роль в экранирующих свойствах: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество. Алевролитовая примесь при увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. Абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. В.П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку.
На больших глубинах из-за потери воды глинистые породы становятся хрупкими и могут стать породами-коллекторами.
В основу классификации А.А. Ханина положен петрофизический принцип (табл. 11).
Породы-покрышки, или флюидоупоры, должны обладать абсолютной или почти абсолютной удерживающей способностью для нефти и газа, т.е. практически полным отсутствием проницаемости и способностью надежно экранировать залежь углеводородов. К числу идеальных флюидоупоров относятся различные пластичные образования и прежде всего галогенные, сульфатные и другие породы. Возможность герметически изолировать скопление нефти или газа определяется часто не столько величиной мощности флюидоупора, сколько степенью его пластичности. Все упомянутые выше свойства пород-флюидоупоров тесно связаны с термобарической и геохимической обстановками.
Вероятно наиболее подходящим определением покрышки будет: порода, которая для данного типа флюида при определенных термобарических условиях препятствует началу фильтрации. Таким образом, свойства породы как покрышки для того или иного флюида будут различными, одна и та же порода по отношению к конкретному флюиду может приобретать или наоборот терять свойства покрышки.
По сочетанию экранирующих способностей флюидоупоров предлагается выделять три вида глинистых покрышек (Н.А. Еременко и др., 1978). Флюидоупоры первого типа характерны для уплотняющихся глинистых толщ, развитых в областях молодого прогибания земной коры, имеющих аномально высокие давления поровых вод. Экранирующая способность этих покрышек определяется величиной капиллярного давления на границе коллектора и флюидоупора, поровым давлением воды, насыщающей породу-покрышку, ее начальным градиентом давления и соотношением гидравлических сил по разрезу. Если учесть, что величина капиллярного давления для таких покрышек (группы 1 и 2 по А.А. Ханину, 1969) может превышать 100 кгс/см2, то покрышки первого типа можно считать способными удержать залежь нефти любой высоты.
Флюидоупоры второго типа свойственны породам, уплотняющимся ниже предела пластичности и потерявшим способность к разбуханию в контакте с водой. Такие породы не содержат набухающих глинистых минералов (бейделит, монтмориллонит и др.), а воды – поверхностно-активных веществ, и поэтому поровая вода в них не имеет начального градиента давления. Такие флюидоупоры отмечаются, в основном, в пределах молодых и древних платформ в палеозойских и мезозойских отложениях, где четко выраженных АВПД не наблюдается.
Флюидоупоры третьего типа характерны для пород с жестким скелетом и интенсивной трещиноватостью. Они распространены, главным образом, на древних платформах в районах с низкой тектонической активностью, не имеющих заметной гидродинамической расчлененности разреза. Качество этих флюидоупоров существенно ниже первых двух типов.
Среди карбонатных пород, экранирующих залежи нефти и газа, встречаются известняки микро- и тонкозернистые, массивные и слоистые. Почти все известняки в той или иной степени доломитизированы и подвержены трещинообразованию, что значительно ухудшает их экранирующие свойства, карбонатные породы со значительной примесью глинистого вещества имеют слоистую текстуру, что, как правило, ведет не к улучшению, а к ухудшению экранирующих свойств вследствие возникновения ослабленных зон на контакте разных по литологическому составу участков.
Читайте также: