32. Понятие о флюидоупорах

Флюидоупор – один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе пород флюидоупора является обязательным условием формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа.

Флюидоупоры различаются по:

• характеру распространения (протяженности);

• по мощности;

• литологическому составу;

• минеральному составу;

• степени нарушенности сплошности и т.д.

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.

33. Уровни распространенияфлюидоупоров

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 её части. Примеры таких флюидоупоров - майкопские отложения (олигоцен - нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения Альба, распространенные в пределах Скифской и Туранской плит, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Субрегиональные флюидоупоры – толщи практически непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов I порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Например, соленосные отложения верхней юры Восточно- Кубанской впадины (Скифская плита) или туронские глины в Западно-Сибирской провинции.

Зональные флюидоупоры – непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью нефтегазоносной области, приуроченными к структурным элементам II порядка (валообразным поднятиям или к тектоническим блокам, объединяющим несколько локальных структур). Примером зонального флюидоупора являются альбские глинистые отложения востока Туранской плиты.

Локальные флюидоупоры – толщи пород, распространенные в пределах одного или нескольких близко расположенных месторождений. Площадь их распространения, как правило, контролируется локальной структурой.

34. Мощности флюидоупоров

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 связанным 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 её 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, раздяляющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности.