Глава 9 породы-флюидоупоры (покрышки)

Флюидоупор – один из двух главных составляющих природного ре-зервуара. Он предотвращает от рассеивания в окружающем пространстве жидкие и газообразные флюиды, содержащиеся в пласте-коллекторе. Флюидоупоры по своей природе могут быть плотностными и динамиче-скими. Плотностные флюидоупоры возникают вследствие сильного уплот-нения пород уже на начальных стадиях катагенеза. Их экранирующая спо-собность определяется малым размером пор, через которые невозможна или крайне затруднена фильтрация жидкостей и газов. Такие экранирую-щие толщи формируются, прежде всего, за счет хемогенных пород – ка-менных солей, ангидритов, некоторых известняков.

Динамические флюидоупоры возникают из интенсивно уплотняющихся пород. Их пористость с погружением снижается быстрее, чем у окружающих пород, вследствие чего происходит отжатие флюидов (главным образом сво-бодной воды) в соседние, менее уплотненные породы. Например, глины в процессе погружения на глубину 1,5–2 км уплотняются значительно быстрее, чем песчаные или алевритовые породы. Из глин, залегающих над этими по-родами, фильтрация осуществляется сверху вниз. За счет этого эффекта по-ристые и даже обладающие невысокой проницаемостью пласты глинистых пород становятся экранами на пути фильтрации флюидов, находящихся в нижележащих песчаных или алевритовых породах. В.М. Добрынин считает, что при наступлении на поверхности Земли длительного похолодания (сотни тысяч, миллионы лет), последнее постепенно распространяется на все более глубоко залегающие породы (до 3–5 км). В результате неравномерного теп-лового расширения твердой и жидкой фаз породы и неодинаковых значений коэффициентов сжимаемости минеральной части, воды и пор в непроницае-мых породах возникает отрицательный термодинамический градиент давле-ния поровых вод, обусловливающий движение флюидов вниз. Пласты таких пород должны быть флюидоупорами и В.М. Добрынин называет их термо-динамическими покрышками.

Динамические пласты-экраны по мере погружения и дальнейшего уп-лотнения переходят в обычные плотностные. Термодинамические покрышки при наступлении потепления климата теряют свои экранирующие способно-сти. Породы-флюидоупоры в отличие от пород-коллекторов имеют чрезвы-чайно низкую проницаемость (обычно < 1–10 ^-17 м²) и через них практически не осуществляется фильтрация жидкостей и газов; если и существует естест-венный отток углеводородов из залежи через покрышку, то он не более чем приток. В противном случае скопление углеводородов со временем рассеет-ся. Существуют три пути перетока флюидов через покрышку: фильтрация по поровому пространству; по тектоническим нарушениям; диффузия. Порис-тость пород-флюидоупоров, как правило, невелика (< 10 %), но встречаются пласты глинистых и кремнистых (опаловых) пород, в которых она достигает 40–50 %, однако действие молекулярных сил в них простирается до центра

95

пор и поровых каналов. Вследствие этого фильтрации по таким породам не происходит. Отличаются породы-флюидоупоры от пород-коллекторов и бо-лее высокой водонасыщенностью до 70 % и выше. Известны случаи, когда глинистые породы-флюидоупоры насыщены жидкими углеводородами. На-пример, в образце аргиллита, извлеченного с глубины 4 763,5–4 764,4 м из Аралсорской сверхглубокой скважины СГ-1, нефтенасыщенность составила свыше 80 %, однако нефть здесь неподвижна.

В целом качество пород-флюидоупоров определяется литологически-ми признаками и геологическими факторами. Литологические признаки и степень уплотнения предопределяют физические и химические свойства осадочных пород и в конечном итоге качество пород-экранов. Геологиче-ские факторы отражаются на качестве экранирующей способности геоло-гического тела – пласта или осадочной толщи в целом.

Среди литологических признаков, влияющих на экранирующие свой-ства, основные – минеральный состав и строение пород. Минеральный со-став предопределяет способность пород к набуханию, адсорбции, смачи-ваемости, растворимости, образованию каверн и полостей, особенности уплотнения с увеличением нагрузок и повышением температуры, пластич-ность пород и склонность к образованию трещиноватости. Сочетания этих свойств у различных минералов неодинаково, поэтому и экранирующие свойства пород, даже внешне очень близких, могут сильно различаться. Строение пород определяется их структурой и текстурой. Эти признаки отражаются на структуре порового пространства и проницаемости пород.

Минеральный состав. Пласты-флюидоупоры могут слагаться раз-личными минералами. В глинистых пластах значительную часть породы составляют глинистые минералы из групп монтмориллонита, каолинита, гидрослюды и хлорита. Количественные соотношения между ними могут быть различными, но в общем виде с глубиной роль минералов группы монтмориллонита сильно понижается (например, в мезозойских отложени-ях Прикаспийской впадины, Мангышлака и других районов монтморилло-нит исчезает уже к глубине 1 800–2 000 м). Несколько медленнее преобра-зуется каолинит. Самые устойчивые минералы групп гидрослюды и хлори-та. Они прослеживаются по всему разрезу самых глубоких скважин, про-буренных в осадочных породах (скв. Шевченко-1 в Западной Украине – 7 500 м, Аралсорская СГ-1 в Северном Прикаспии – 6 819 м). Более всего способствуют надежности экранирующих свойств минералы группы мон-тмориллонита, слабее – гидрослюды и каолинит. Эта особенность предо-пределяется тем, что глинистые минералы обладают способностью к набу-ханию и увеличению за счет этого объема.

Кроме того, глинистые минералы обладают высокой адсорбционной способностью – свойством избирательно поглощать отдельные компонен-ты из жидких или газовых смесей. Обладая отрицательным зарядом, они адсорбируют на своей поверхности катионы (железо, кальцит, магний и др.), а также некоторые газы. Все это сопровождается уменьшением разме-ра пор и сечений поровых каналов и, как следствие, снижением проницае-

96

мости и повышением экранирующей способности пород. Самой высокой способностью к набуханию и адсорбцией (50–150 мг-экв / 100 г) обладает монтмориллонит. Слабее эти свойства проявляются у минералов группы гидрослюд (адсорбционная способность 20–40 мг-экв / 100 г), и далее – у минералов группы каолинита. Экспериментальные исследования показа-ли, что при добавлении в чистый, среднезернистый кварцевый песок 20 % каолинита проницаемость смеси понизилась в 500 раз, а при добавлении такого же количества монтмориллонита более чем в 3 000 раз.

Экранирующие тела – пласты, слои, толщи – часто слагаются хемо-генными породами. Основные минералы этих пород – галит, ангидрит, кальцит, иногда доломит. Замечено, что породы мономинерального соста-ва обладают более высокими экранирующими свойствами, так как мине-ральная неоднородность при изменении термобарических условий способ-ствует возникновению разного рода деформаций, в том числе образованию трещин, а также изменению растворимости отдельных компонентов.

Уплотненность породы. Этот признак рассматривался при характери-стике стадии катагенеза. Здесь лишь отметим, что под действием стресса и литостатического (горного) давления частицы все более плотно прилегают друг к другу, сокращается объем порового пространства, уменьшается размер поровых каналов, а в итоге повышаются экранирующие свойства пород. При коэффициенте уплотнения глинистых пород 0,8 и выше они уже обладают достаточно высокими экранирующими свойствами. При низкой уплотненно-сти пород (к₆ < 7) глинистые породы неспособны удерживать флюиды в за-лежи. Об этом свидетельствуют, например, материалы по Южно-Эмбенской нефтеносной области (районы Маката, Сагиза и др.). Здесь много поверхно-стных нефтегазопроявлений, весной наблюдается обильное выделение пу-зырьков газа в сорах, когда они заполнены талыми водами. Открытая порис-тость глинистых пород мезозойского возраста, залегающих на глубинах до 500 м, в этом случае составляет 30–35 %, а к₆ = 0,65–0,70. Наиболее надеж-ными экранирующими свойствами по параметру уплотнения глинистые по-роды обладают при к₆ = 0,8–0,9. В платформенных условиях это соответству-ет глубинам 1,5–3,5 км. При больших значениях к₆ глины переходят в аргил-литы, экранирующие свойства пород повышаются, но одновременно они становятся малопластичными, способными к образованию трещиноватости, что снижает их потенциальные возможности как флюидоупоров.

Хемогенные известняки, сульфаты, каменная соль сильно уплотняют-ся уже на небольшой глубине (до 500 м) и становятся хорошими флюидо-упорами. Уплотнение пород определяется температурой недр, давлением вышележащих толщ, стрессом, геологическим возрастом и некоторыми другими, менее значащими факторами. Возрастание численных значений этих параметров и интенсивности проявления факторов способствует уп-лотнению пород. В связи с этим уплотненность и пористость пород экра-нирующих толщ, близких по литологическому составу даже на одинако-вых глубинах, могут быть различны и, соответственно, экранирующие свойства не будут одинаковыми.

97

Уплотнение пород часто сопровождается снижением их пластичности (например, у глин, известняков, песчаников). В свою очередь снижение пластичности повышает способность пород к растрескиванию.

Изучение пластичности и трещиноватости глинистых пород позволи-ло Н.Н. Павловой оценить предрасположенность их к трещинообразова-нию. Подобные исследования по карбонатным породам были выполнены И.В. Безбородовой. Оказалось, что пластичность карбонатных пород варь-ирует в широких пределах, естественно, что и способность к трещинообра-зованию у них различна. В силу этого обстоятельства наиболее пластич-ные карбонатные породы могут быть экранами, а малопластичные, хруп-кие (k_пл < 2), могут превратиться в трещинные коллекторы.

Большое влияние на качество пластов-экранов оказывает раскрытость, плотность и густота трещин, чем последние выше, тем слабее экранирую-щие свойства. Как известно, густота и плотность трещин зависят от тол-щины пласта – чем больше толщина, тем меньше плотность трещин, сле-довательно, мощные пласты экранирующих пород в этом отношении более благоприятны, чем маломощные.

Смачиваемость составных частей пород различными флюидами мо-жет оказать влияние на экранирующие свойства. Среди глинистых мине-ралов наибольшой гидрофильностью обладает монтмориллонит, далее гидрослюда и еще в меньшей степени – каолинит. Вследствие высокой гидрофильности, на небольших глубинах (до 2–2,5 км) во влажных глинах (монтмориллонитовых, гидрослюдистых, каолинитовых) часть порового пространства перекрывается связанной водой, что сопровождается повы-шением экранирующих свойств.

Если в порах породы присутствуют два флюида – смачивающий и не-смачивающий, то между ними существует перепад давления, известный как капиллярное давление, благодаря которому система поддерживается в равновесном состоянии. Величина капиллярного давления в глинистых породах варьирует в широких пределах – от долей до десятков мегапаска-лей – в зависимости от минерального состава, размера частиц и пор, соста-ва флюидов и др. Увеличение капиллярного давления сопровождается по-вышением экранирующих свойств породы.

Текстура породы. Этот признак породы в ряде случаев отражается на экранирующих свойствах. Если частицы, слагающие глинистую породу, ори-ентированы (т.е. их одноименные поверхности располагаются параллельно друг другу), то в направлении перпендикулярном к наслоению порода оказы-вается малопроницаемой или практически непроницаемой. Вдоль пласта, па-раллельно наслоению, проницаемость может быть значительно выше. В по-родах, где имеются стилолитовые текстуры (а это чаще всего известняки, до-ломиты, но иногда песчаники и алевролиты), также наблюдается анизотропия свойств и, в частности, проницаемости. В направлении перпендикулярном к плоскостям стилолитов породы, как правило, непроницаемы и наоборот.

Структура породы оказывает существенное влияние на коллектор-ские и экранирующие свойства. Она прежде всего отражается на структуре

98

порового пространства. Как известно, существуют поры закрытые (изоли-рованные), не связанные между собой, и открытые. Изолированные поры, независимо от их размера, не участвуют в фильтрации и следовательно благоприятствуют сохранению экранирующей способности. Открытые по-ры могут по-разному влиять на качество породы флюидоупора. Если поры более или менее крупные (> 2 мкм), то по ним уже может осуществляться миграция углеводородов. При малом размере пор действие молекулярных сил распространяется до центра пор и поровых каналов. Жидкость в них находится в физически связанном состоянии и этим препятствует переме-щению углеводородов и воды. Установлено, что с уменьшением размера пор возрастает остаточная водонасыщенность породы. Исследуя экрани-рующие свойства глинистых пород, А.А. Ханин экспериментально опреде-лил влияние размера пор на экранирующую способность.

С увеличением диаметра пор существенно возрастает проницаемость пород и следовательно снижаются экранирующие свойства. Важный показа-тель качества флюидоупора – давление прорыва, которое определяют в лабо-раторных условиях. Под давлением прорыва понимают перепад давления на противоположных (торцевых) сторонах керна, при котором может произойти прорыв газа (жидкости) через породу. Прорыв происходит, если перепад дав-ления способен вытеснить воду из наиболее крупных капиллярных каналов и пор, т.е. численно он должен превысить капиллярное давление. Считают, что явление прорыва может осуществляться за счет разрушения и деформации межпоровых перегородок, возникновения микротрещиноватости.

Изменение вещественного состава пород отражается на структуре по-рового пространства и экранирующих способностях пород. Так, по экспе-риментальным данным С.В. Федоровой, А.К. Замаренова, при увеличении глинистой части в известняках с 3 до 24 %, давление прорыва возросло с 5,98 до 21,11 МПа. Исследование экранирующих способностей сульфат-ных пород, выполненное В.Д. Ильиным, показало, что увеличение в суль-фатных породах кальцита и доломита от 5–10 до 20–30 % сопровождается снижением величины давления прорыва от 2–3 до 0,1 МПа. В данном слу-чае литологическая неоднородность предопределяет повышенную микро-трещиноватость пород, следствием чего и является снижение экранирую-щей способности.

Среди геологических признаков и свойств на качество экранирующих пластов оказывают влияние прежде всего толщина, распространенность, однородность состава пород пласта, тектонические нарушения, литологи-ческие и стратиграфические «окна» в пласте.

Толщина пласта очень важный признак, регламентирующий надеж-ность 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 раз-мера пор в породах-экранах, например, размер молекулы метана 0,00002 мкм.

Необходимая мощность экранирующей толщи для сохранения залежи углеводородов в значительной мере определяется литологическим соста-

99

вом пород и связанным с ними размером пор, а также перепадом давлений флюидов в покрышке и коллекторе, достигающем десятков мегапаскалей. В большинстве случаев мощность флюидоупоров составляет 10–70 м, од-нако при больших ее значениях запасы углеводородов в залежах, по дан-ным И.В. Высоцкого и В.И. Высоцкого (1986 г.), заметно возрастают. Это обстоятельство свидетельствует о возможности рассеивания углеводоро-дов через тонкую покрышку. С.В. Федорова, А.К. Замаренов и др. (1987 г.) считают, что глинисто-карбонатные покрышки палеозойских отложений Прикаспийской 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 углеводородов в природном резер-вуаре. В связи с этим выделяют региональные и локальные покрышки. Ре-гиональные экраны распространены на значительной территории нефтегазо-носного бассейна. К ним, например, относятся соленосная толща кун-гурского возраста в Прикаспийской впадине, площадь распространения ко-торой свыше 600 тыс. км², глинистая экранирующая толща сеноманского возраста на севере Западной Сибири и др. Региональные экранирующие тол-щи в значительной мере обеспечивают сохранность углеводородов в преде-лах нефтегазоносных бассейнов. Локальные пласты-экраны распространены ограниченно и влияют на отдельные ловушки или группу ловушек.

Однородность литологического состава пород также отражается на экранирующих свойствах пласта. Однородные (соленосные, глинистые и др.) пласты обычно более надежные флюидоупоры, чем пласты таких же пород, но содержащие прослои песчаных, алевритовых, карбонатных по-род или же примеси обломочного материала. Может быть и так, что в раз-ных частях региона состав экранирующего пласта неодинаков, поэтому и его изолирующая возможность будет отличаться.

Литологические и стратиграфические окна оказывают немаловаж-

ное влияние на качество экранирующих пластов и толщ. Литологические окна – это зоны или участки пласта, выполненные на полную мощность проницаемыми породами. Стратиграфические окна – это участки, где эк-ранирующий пласт по каким-либо причинам вообще отсутствует. Через литологические и стратиграфические окна возможна фильтрация и рассеи-вание углеводородов, находящихся в природных резервуарах.

Тектонические нарушения также отражаются на качестве экранирую-щих пластов и толщ. Перерыв в сплошности экрана или наличие путей фильт-рации вследствие недостаточно плотного или неповсеместного контакта меж-ду блоками могут быть причиной ухода углеводородов из ловушки. Наиболее надежные экраны в случае тектонических нарушений могут возникнуть на контакте пласта-экрана с соляными куполами или соляными толщами.

Сочетание геологических признаков пласта и физико-химических свойств пород определяет качество флюидоупоров в целом. Среди литологи-ческих типов пород, слагающих пласты-экраны, самые распространенные – глинистые (глины, частью аргиллиты). На их долю приходится свыше 70 %

100

всех флюидоупоров. Не исключено, однако, что с увеличением глубины скважин и при вскрытии более древних (палеозойских и докембрийских) от-ложений эта цифра может измениться в сторону понижения. Вторая по рас-пространенности среди пород-экранов – каменная соль, в толще которой не-редко встречаются прослои ангидритов, доломитов и глинистых пород. Далее следуют кристаллические (хемогенные) известняки, мергели, ангидриты.

На относительно небольших глубинах (до 500–700 м) в качестве флюидоупоров встречаются вечномерзлотные породы (в зонах вечной мерзлоты), представленные отложениями различного литологического со-става. Их поровое пространство заполнено льдом.

Экранирующие способности у пород различного литологического со-става неодинаковы. Одни из них способны удерживать только вязкую нефть, другие – нефть и воду, третьи – наиболее надежные, удерживают газоконденсат и природный газ. В последнем случае, особенно на больших глубинах, часто имеют место аномально высокие пластовые давления, причем коэффициент аномальности может достигать 2 и более.

Наиболее эффективной экранирующей способностью обладают толщи каменной соли, имеющие, как правило, региональное распространение. Под этими толщами встречены гигантские скопления углеводородов, такие как нефтяное месторождение Хасси-Месауд, газовое Хасси-эр-Рмель в Алжир-ской Сахаре, нефтяные месторождения Асмарийской группы в Иране. Под соляными толщами открыты газовые и газоконденсатные месторождения в Прикаспийской, Днепровско-Донецкой, Амударьинской впадинах и других регионах. Несмотря на высокие экранирующие свойства соляных пород, име-ются случаи прорыва углеводородов сквозь слагаемые ими толщи.

Качество глинистых покрышек непостоянно. Вначале, при погруже-нии глинистых отложений происходит их уплотнение и повышение экра-нирующих способностей. В платформенных условиях наиболее высокими качествами глинистые экраны обладают на глубинах 2,5–3,5 км. Ниже их пластичность уменьшается и они переходят в аргиллиты, экранирующие свойства которых менее надежны. Далее по экранирующим свойствам рас-полагаются мергели, ангидриты, известняки, однако в конкретных услови-ях, вследствие различных сочетаний минеральных, структурных и тек-стурных признаков этот строй может быть нарушен.

Контрольные вопросы

Дайте характеристику породы-флюидоупора (покрышки, экрана).

Перечислите различия между плотностными и динамическими флюидоупорами.

Приведите типы пород-флюидоупоров и их экранирующие свойства.

Каковы основные факторы, влияющие на экранирующие свойства

пород?

101