Глава 19. Основные сведения о породах-флюидоупорах

Породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способны играть роль экранов (покрышек). Изолирующая способность пород-эк­ранов, перекрывающих залежь в природном резервуаре, обеспечивает­ся их низкой эффузионной и диффузионной проницаемостью для нефти и газа при перепадах давления, возникшего в ходе формирова­ния залежи и измеряемого десятками и первыми сотнями атмосфер. Скорость фильтрации (пропускная способность) через надзалежные покрышки много меньше скорости накопления УВ. Эта скорость также недостаточна для рассеивания образовавшихся скоплений УВ на протяжении многих десятков и даже сотен миллионов лет при неиз­менной или слабо меняющейся общегеологической (тектонической, гидрогеологической) обстановке.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи, но наиболее распространены в этом качестве глины. Кроме указанных, флюидо- упорами могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород. Если экранирующие свойства глинистых и соляных пород объясняются до определенных пределов давления и температуры их повышенной пластичностью, то другие типы пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки (флюидоупоры).

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изме­нений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и OB.

Изначальные свойства глин и характер их вторичных изменений во многом определяются теми примесями (терригенными, карбонат­ными, кремнистыми), которые в них присутствуют. Большое влияние на экранирующие (фильтрующие) свойства глин оказывают их текстур­ные особенности, связанные с генезисом и минеральным составом. Глины с высокоупорядоченной слоистой текстурой, которая образует­ся вследствие однообразной ориентировки чешуек, будут вести себя иначе, чем глины с петельчатой, узловатой, спутанно-волокнистой, хлопьевидной или иными текстурами.

Свойства глинистых пород складываются на первых этапах ли­тогенеза, главным образом в диагенезе, после того как из глинистых илов удаляется большая часть седиментационной и рыхло связан­ной воды. Уже в раннем диагенезе глинистые илы теряют способность течь (достигают предела текучести), однако сохраняют свою пластич­ность вплоть до удаления прочно связанной воды. Пластичность - важнейшее качество глин, обеспечивающее способность к перестрой­ке структуры под влиянием приложенной нагрузки без нарушения сплошности сложенного глинами пласта. Она исключает механичес­кое разрушение при прорыве нефти и газа под избыточным давлением (до определенного предела). Однако при росте давлений в течение дос­таточно продолжительного времени предел пластичности может быть пройден, глина становится ломкой и хрупкой и теряет свои экрани­рующие свойства. Между этими пределами - текучести и пластичнос­ти - можно выделить много градаций изменения свойств глин как флюидоупоров.

При погружении под слой более молодых отложений с возраста­нием геостатического давления изменяются многие физические харак­теристики глинистых пород. Происходит их уплотнение, что отчетливо фиксируется по увеличению плотности и уменьшению пористости. Одновременно происходит сокращение сечений поровых каналов.

Темп и степень изменения свойств глин зависят от ее минералоги­ческого состава. А. А. Ханин приводит сведения об изменении плот­ности глин разного состава. По его данным, в Западном Предкавказье на глубинах от 500 до 1500 м глины с каолинитом характеризуются объемной плотностью 2,44-2,48 г/см³; с гидрослюдой - примерно 2,42; со смешанослойными минералами - 2,28-2,3; со смектитом - 2,1 г/см³. На глубине 2500 м глины со смешаннослойными минералами имеют плотность от 2,57 до 2,63 г/см³, в то время как плотность глин со смектитом - 2,38-2,43 г/см³. Различная степень уплотняемости отли­чающихся по составу глин объясняется особенностями строения их кристаллических решеток и в связи с этим разной степенью водонасы- щенности. Гидрослюдистые глины характеризуются более крупным сечением пор и быстрее уплотняются с глубиной; теряя пластичность, они превращаются в аргиллиты.

Как уже отмечалось, на изменение плотности и других свойств глин оказывают влияние содержащиеся в них примеси. Уплотнение глин, содержащих более 20% карбонатов, до глубины 3000 м происхо­дит более интенсивно по сравнению с некарбонатными разностями. А. А. Ханин объясняет это тем, что в последних имеется большое коли­чество связанной воды, которая оказывает противодействие уплотне­нию.

Степень уплотнения зависит и от возраста пород. Даже в случае однотипности состава на одних и тех же глубинах изменение плотности в глинах различного возраста не будет одинаковым. При сравнении уплотнения глин девонского возраста в Куйбышевской области и нижнемелового в Предкавказье А. А. Ханин установил, что первые уплотнились в большей степени, чем вторые. Следовательно, время на­хождения под нагрузкой влияет на величину уплотнения.

Увеличение плотности отражает структурные преобразования в глинах и сказывается на изменении всех их свойств. Сопоставление абсолютной проницаемости по газу и объемной плотности глин в воз­душно-сухом состоянии показало наличие тесной связи между этими величинами. Глины плотностью 2,2 г/см³ характеризуются проницае­мостью в среднем 5Ч0^-‘ мкм²; при плотности 2,3 г/см³ проницаемость составляет 8^10^-7 мкм¹; при плотности 2,4 г/см³ - 3 ■ 10^-7 мкм²; 2,5 г/см³ - 710-8мкм² (данные А. А. Ханина по Туркмении).

Размеры поровых каналов и их распределение имеют большое значение для экранирующих свойств глинистых пород. К удовлетвори­тельным и хорошим покрышкам А. А. Ханин относит глины с размером пор не более 2 мкм. Наличие более крупных пор, количество которых не превышает даже нескольких процентов, резко ухудшает экрани­рующие свойства пород, повышая их проницаемость. Образование крупных (для глин) каналов связано с повышенным содержанием алевритовой и песчаной примеси.

Экранирующие свойства глин в значительной степени определяют­ся количеством содержащейся в них воды, формой ее связи с частица­ми породы. При уплотнении глин вода отжимается. Прежде всего выделяется поровая влага. Затем наступает вторая стадия дегидра­тации - (по Берету) выделение связанной воды. Она начинается с глу­бины 1,2 км или несколько больше и продолжается до глубин 3-4 км. Наблюдения над глинистыми минералами в природных условиях катагенеза свидетельствуют о влиянии температуры на темп их пере­стройки (и дегидратации). По-видимому, в областях с высоким геотер­мическим градиентом этот процесс ускоряется. В течение второй стадии удаляющаяся вода противодействует фильтрации каких-либо веществ через породу и таким образом улучшает свойства пород как покрышек.

Если уход воды затруднен (в мощных глинистых толщах, где нет песчаных и других пористых прослоев), в поровом пространстве глин может возникнуть аномально высокое давление. До определенных пределов наличие этого давления будет способствовать повышению экранирующих свойств. Однако потом может наступить момент, когда чрезмерно возросшее давление вызовет образование гидроразрывов, в результате чего будет развиваться микротрещиноватость.

Важной характеристикой покрышки является величина давления прорыва - перепад давления, при котором начинает­ся фильтрация нефти (газа) через покрышку. С этим понятием связано другое - давление пережима, при котором прекращается фильтрация через покрышку. Давление пережима обычно меньше давления прорыва. Последнее изменяется в широких пределах и зависит от свойств глин и нефтей (увеличивается для вязких нефтей).

Прорыв газа и нефти через тонкие поры глинистых пород происхо­дит в том случае, если создается достаточная сила для вытеснения капиллярной воды из этих пор (и может быть, некоторой части рыхло связанной воды). Таким образом, экранирующая способность глинис­тых пород определяется во многом величиной капиллярного давления воды в системе поровых каналов.

По мнению некоторых исследователей, прорыв подвижных ве­ществ через экранирующую толщу происходит также за счет раздви­гания и механического разрушения межпоровых перегородок и обра­зования таким образом новых путей для движения (более крупные каналы, трещины, объединение трещин в системы).

Значение давления прорыва позволяет определить высоту залежи, которую может удержать покрышка:

W=Pnp(?B~ #l)>

где H - высота зележи, м; р_пр - давление прорыва, МПа; р., р_н - плотности воды и нефти, г/см³.

Давление прорыва изучается на насыщенных водой образцах опре­деленного размера в условиях всестороннего сжатия. По данным А.А. Ханина, глины с абсолютной проницаемостью по газу, равный

9. ⁵ мкм² характеризуются давлением прорыва газа меньше 0,5 МПа, с проницаемостью 10^-7 мкм² - 55 МПа; 10^-5 мД - приблизительно 8,0 МПа; при проницаемости ниже 10"’ мкм² - 12 МПа и выше.

Для характеристики герметичности покрышки можно использо­вать градиент абсолютных избыточных давлений Г._6с представляю­щий собой отношение величины избыточного давления (превышение над пластовым) к мощности покрышки для данной залежи. Макси-

Таблица 18. Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород по А. А. Ханину

Группа	Максимальная величина диаметра пор, MKM	Абсолютная проницае­мость по газу, мкм2	Давление про­рыва через на­сыщенную ке­росином поро­ду, МПа	Экранирую­щая способность
А	0,01	10-9	12	Весьма высокая
В	0,05	10'8	8	Высокая
С	0,3	10'7	5,5	Средняя
	2	10'6	3,0	Пониженная
E	10	10'5	0,5	Низкая

мальные значения Г.,_с.„,. указывают на близость критического мо­мента, при котором может произойти прорыв флюида, малые значе­ния - на большой запас прочности, возможно на бывший прорыв. Зна­ние максимальных значений Г.,_с._и,,. для конкретной региональной по­крышки известной мощности в нефтегазоносном бассейне позволяет предположить размеры залежи (высоту) для ожидаемого флюида.

На основе изучения свойств А. А. Ханин разделил глины по экра­нирующей способности на 5 групп (табл. 18).

Приведенная таблица помогает оценивать экранирующие способ­ности по объективным параметрам, характеризующим фильтрующие свойства пород.

Вопрос о минимальной мощности глинистой покрышки не имеет однозначного решения. Величина эта зависит от состава и структур­но-текстурных особенностей глин, а также от глубин, на которых образуются скопления УВ, их гидродинамического режима и т. д. Принято, что пятиметровый слой глины достаточен для того, чтобы удержать самостоятельную залежь. Можно считать установленным, что при однородном составе высота залежи находится в прямой зависимо­сти от мощности глинистой покрышки, т. е. чем более мощная покрыш­ка, тем полнее ловушка заполнена УВ, залежь является более круп­ной.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Покрышка, способная удерживать нефть, может пропускать газ. Дело в том, что сечение поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных УВ, может оказаться вполне достаточным для диффузии молекул метана, особенно если она происходит в течение длитель­ного геологического времени. Именно поэтому залежи газа под гли­нами распространены больше всего в молодых мезозойско-кайно­зойских отложениях, тогда как в древних палеозойских толщах под глинистыми покрышками содержится лишь незначительная доля общих запасов газа палеозоя (12%). Основные запасы газа в палеозое сосредоточены под соляными покрышками.

Соли, гипсы и ангидриты являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя и сквозь их толщу проходит медленный, но посто­янный поток УВ. С этими покрышками связано существование гигантс­ких по запасам скоплений газа (Слохтерен в Голландии, Вуктыльское в Тимано-Печорской провинции и Оренбургское в Предуралье под нижнепермской соленосной толщей, Хасси-Р'Мель в Сахаре (Алжир) под эвапоритовыми породами девонского возраста). Более пластич­ные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. С увеличением глубины возрастает пластичность солей и сульфатных пород, в связи с чем улучшаются и их экранирую­щие свойства.

При погружении по мере увеличения глубины и температуры воз­растает пластичность солей и сульфатных пород. Для повышения качества флюидоупоров это в целом благоприятно, например, ангид­риты после уплотнения становятся более непроницаемыми. Выделение большого количества воды (при переходе гипса в ангидрит) приводит к возникновению зон аномально повышенных давлений ниже эвапо- ритов (район Басры в северной части бассейна Персидского залива). Соли часто в пределах одного нефтеносного района разделяют горизон­ты, содержащие нефти различного состава, что свидетельствует об их высокой эффективности как экранирующих разделов. Примером по­добной картины является Уиллистонский бассейн в США, где каждый из трех комплексов (ордовикский, нижнекаменноугольный и пермс­кий) залегает под соответствующими эвапоритами и содержит нефти, отличающиеся по составу. Самые крупные нефтяные месторождения мира в Саудовской Аравии, приуроченные к карбонатным толщам мезозоя, перекрыты эвапоритами серии хит позднеюрско-раннемело- вого возраста.

Другая сторона роста нагрузки и собственно пластичности прояв­ляется в неустойчивости системы. Интенсивный переток масс вызы­вает разрывы сплошности толщ и возникновение "окон".

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, образуются обычно толщами однородных монолитных, лишенных трещин тонко­кристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргилли­тов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей плат­форменных областей, для условий пологого залегания пород.

Карбонатные покрышки часто ассоциируются с кабонатными же коллекторами, границы между ними имеют 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.

В некоторых специфических условиях можно встретить в раз­резе покрышки особого рода. Например, в зонах развития многолет­немерзлых пород флюидоупорами служат песчано-алевритовые поро­ды с льдистым цементом - криогенные покрышки. Как из­вестно, мощность мерзлоты может достигать 600-’00 м. Под этими практически непроницаемыми образованиями могут встретиться скопления газа, а в самих покрышках газ присутствует в виде газогид- рата. Подобные месторождения известны в Западной Сибири, Лено- Вилюйском бассейне, на Аляске. В районе Норильска разрабатывается Мессояхское месторождение.

Механизм эволюции криогенных покрышек, содержащих газогид- раты, при изменении климата изучен Н. И. Романовским. Им показано, что при потеплении и разрушении газогидратов за счет поглощения скрытой энергии гидратообразования понижается температура над за­лежью. Это приводит к тому, что над разрушающейся гидратной залежью начинает формироваться ледогрунтовая покрышка, сначала прерывистая, а затем и сплошная. В условиях снижения давления при подъеме территории и продолжающегося разрушения газогидратов постепенно увеличивается количество газа под этой ледовой покрыш­кой. Процессы, стремящиеся к выравниванию, вызывают замедление, вплоть до прекращения, разложения газогидратов. Формирование льдистых пород над залежью приводит к деформациям вышележащих пород.

Гидродинамическое экранирование до настоящего времени изу­чено еще недостаточно, хотя оно и открывает новые перспективы при поисках залежей нефти (преимущественно нефти) и газа. В разработку этой проблемы внесли большой вклад В. П. Савченко, В. В. Плотников, Ю. П. Гаттенбергер, Н. А. Еременко, И. М. Михайлов, А. А. Карцев,

Э. Ч. Дамберг.

Гидродинамические экраны являются частным случаем гидроди­намических ловушек. Действие гидродинамической составляющей может проявляться в ловушках разного типа (наиболее часто - лито- лого-гидродинамического). Возникновение гидродинамической ло­вушки обусловлено состоянием водонапорной системы.

Образование залежи нефти и газа может быть связано с уравнове­шиванием силы всплывания нефти или газа напором пластовой воды, изменением скорости движения потока флюидов в зонах резкой смены коллекторских свойств нефтегазоводоносных комплексов, сокраще­нием мощности коллектора на отдельных участках.

В такой ситуации наблюдается увеличение наклона пьезометри­ческой поверхности в зоне ухудшения коллекторских свойств и ее выполаживание в зоне их улучшения. Таким образом, возникает область пониженного напора, в которой и могут аккумулироваться УВ.

Возможен случай гидродинамического экранирования на границе двух фронтов питания бассейна: элизионного и инфильтрационного. При такой ситуации в определенных литологических и гидрогеологи­ческих условиях могут создаваться условия для аккумуляции УВ. Для надежного гидродинамического экранирования залежи необхо­димы значительные градиенты напора пластовых вод - порядка нес­кольких метров на километр.

Иногда различают гидродинамическое и капиллярное экранирова­ние. Гидродинамический экран, создающий ловушку, может находить­ся не только в том пласте, где образуется залежь, но и в вышележа­щем, т. е. перепад напоров в подобном случае добавляется к дейст­вию нижележащего экрана, который без этого может оказаться недос­таточным для удержания залежи. Таким образом, связанная вода входит в структуру литологического флюидоупора.

Поиски гидродинамически экранированных залежей УВ требуют детального изучения водонапорной системы бассейна.

Существующие попытки классификации покрышек сводятся к раз­делению их по вещественному составу (глинистые, хемогенные и др.) и по широте распространения (региональные, локальные).

Одной из важнейших проблем в изучении покрышек является введение количественной оценки. Однако для этого требуется, как было показано, учет многих факторов, взаимосвязь между которыми не всегда ясна. Изучение пород-экранов является одним из важных и перспективных направлений нефтяной литологии.

Контрольные вопросы