Покрышки – породы –флюидоупоры, обеспечивающие сохранность залежей нефти и газа

Непроницаемый слой, перекрывающий коллектор (проницаемый слой), называется покрышкой. Покрышка препятствует миграции нефти и газа по вертикали и по горизонтали.

Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу. Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и терригенных (глинистых) пород. Соли являются идеальным флюидоупором; 35% месторождений газа имеют солевые экраны. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже из-за развития в них трещиноватости. Непроницаемость солевых покрышек снижается при наличии терригенных прослоев.

Глинистые покрышки - наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости. В этом случае размеры пор весьма мелкие - субкапиллярные, а капиллярные силы сцепления флюида с породой весьма велики.

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости - т.е. к снижению экранирующих свойств породы (бажениты). Иногда в качестве экрана выступают карбонатные толщи. В заполярной части Западной Сибири покрышки промышленных залежей образованы вполне пористыми породами, но с пористостью заполненной льдом и газогидратами - т.н. криогенные покрышки. На глубинах от 4-5 км и выше надежным экраном являются только солевые толщи.

Нефтегазоносные комплексы

Нефть и газа пространственно и генетически связаны с осадочными бассейнам (ОБ). Состав и структура пород в ОБ разнообразны. Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы (НГК), которые отражают разные этапы развития и отличаются по составу пород, степени их преобразования и, как следствие, - характером нефтегазоносности. НГК обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. В пределах НГК продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел (пласты, линзы, различные выступы-блоки, штоки и др.), которые они образуют в геологическом разрезе. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались.

Природные резервуары - под этим термином И.О.Брод понимал природное тело определенной формы, во всем объеме которого происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением скоплений нефти и (или) газа в определенных местах – ловушках

А.И.Леворсен под резервуаром понимал только ту часть пласта, которая занята залежью УВ.

Подход И.О.Брода, по-видимому, является более широким и правильным. Он выделил три крупных группы природных резервуаров: пластовые, массивные и литологические ограниченные со всех сторон.

Под пластовыми резервуарами понимаются тела в слоистой толще, контролируемые различными антиклиналями, протяженность которых по латерали намного больше их мощности. Протяженность таких тел - десятки километров, а мощность (толщина) – первые или десятки метров. В кровле и подошве они ограничены плохопроницаемыми породами. Гидро-динамический потенциал таких резервуаров очень велик; отбор флюидов в нескольких локаль-ных участках слабо сказывается на его общих энергетических ресурсах (достаточно быстро восстанавливаются пластовые давления и др.). Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта.

Под массивными природными резервуарами понимаются такие тела (рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки и др.), размер которых (от десятков метров до десятков километров) по разным направлениям примерно сопоставим. Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и в других направлениях. Основное значение имеет перекрытие непроницаемыми или плохопроницаемыми породами сверху.

Резервуары, литологически ограниченные со всех сторон, образуют наиболее крупную группу природных резервуаров – это песчаные линзы в глинистых толщах, участки повышенной трещиноватости или кавернозности в массивах осадочных или изверженных пород, погребенные речные долины, выполненные песчано-алевритовыми аллювиальными осадками, песчаные валы (бары), косы, пляжи, дюны и другое.

Коллекторами нефти и газа, слагающими природные резервуары, называются породы, способные вмещать флюиды (воду,нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или горной выработке (шахте, скважине и др.). Основным свойством пород-коллекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды.

Пустоты – первичные и вторичные – характерны для всех видов(типов) пород; подразделяются по размерам и видам.

По размерам наиболее простым является их деление на три категории:

· субкапиллярные с сечением пор менее 0,002-0,001 мм,

· капиллярные с сечением пор от 0,002-0,001 до 0,1 мм,

· Сверхкапиллярные - крупнее 0,1 мм.

По видам пустоты различаются более условно: поры – каверны – биопустоты – трещины.

Поры – пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами) – пористость межзерновая (межгранулярная); коллектор - поровый, межзерновой (межгранулярный).

Каверны – пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов; особенно характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны.

Биопустоты – внутриформенные (пустоты в раковинах – камеры аммонитов, фораминифер, коралловые скелеты и др.) и межформенные (пустоты между раковинами в известняках-ракушняках).

Трещины – разрыв сплошности пород - литогенетические и тектонические; подразделяются по протяженности и раскрытию: менее 0,1 мм – микротрещины, более 0,1 мм – макротрещины.

Классификация пустот