Экранирующие качества пластов-покрышек

 

Флюидоупорные качества пластов-покрышек зависят от множества факторов. Наиболее важными из них являются:

 

К флюидоупорные качества горных пород, из которых они состоят;

К степень однородности строения пласта-флюидоупора по площади

и по вертикали;

толщина пласта-флюидоупора;

степень трещиноватости пород и пласта-флюидоупора.

 

 

85

Экранирующие качества пород-покрышек кратко рассмотрены вы-ше . Под глинистыми покрышками локализовано 66% мировых запасов га-за. Надежными флюидоупорами они являются для мезозойских и кайно-зойских отложений. Для палеозойских отложений они хуже как покрышки из-за их значительной метаморфизации. Установлена тенденция ухудше-ния экранирующего качества глинистых пород с глубиной ввиду потери пластичности по мере уплотнения, возрастания хрупкости и вторичной трещиноватости. Под соляными покрышками локализовано 34% всех запа-сов газа. Соли сохраняют свою пластичность и на больших глубинах. По-этому для палеозойских отложений они являются лучшими покрышками не только для нефти, но и для газа. В карбонатном палеозойском комплек-се Нижнего Поволжья покрышками являются пачки глин или переслаива-ния глин и известняков. Чисто глинистые покрышки экранируют более крупные залежи, чем пачки переслаивания глин и известняков. Это объяс-няется низкой пластичностью карбонатных пород и повышенной трещино-ватостью. В Западной Сибири, Якутии и на Аляске широко развиты мно-голетне-мерзлые породы, распространяющиеся до глубины 400-550м, и являющиеся практически непроницаемыми для флюидов. На ряде площа-дей в этой зоне выявлены газогидратные залежи, а под ними – скопления углеводородных газов, иногда достигающих промышленных размеров.

 

Степень однородности флюидоупора. Неоднородность является все-общим свойством геологических тел всех рангов, поэтому всегда следует говорить лишь о степени их однородности по каждому конкретному клас-сификационному (диагностическому) признаку. При характеристике по-род-флюидоупоров такие признаки уже были названы: минералогический

 

4. гранулометрический состав, пористость, проницаемость, количество алевритовой, песчаной, известковой примеси и др. На уровне пласта-флюидоупора степень однородности определяется по тем же признакам, но другими способами. Отбор и анализ проб по всей толщине пласта и по всем скважинам практически невозможен. Поэтому исследование пласта-флюидоупора, как и пласта-коллектора, производится главным образом по каротажным диаграммам и отбором проб керна в отдельных точках. По диаграмме ПС определяется кровля и подошва пласта-флюидоупора. По-сле этого определяется общая и эффективная толщина. Последняя опреде-ляется суммированием прослоев глинистых пород по всей толщине иссле-дуемого пласта-флюидоупора. Отношение эффективной толщины к общей толщине будет определять коэффициент глинистости пласта-флюидоупора - Кг. Этот коэффициент и будет свидетельствовать о степени однородности пласта-флюидоупора. Если пласт состоит из чистых глин, то Кг будет ра-вен 1 (100%). При случаях, когда внутри пласта-покрышки присутствуют прослои алевролитов и песчаников, то он будет меньше единицы. По тем же замерам можно сосчитать коэффициент расчлененности пласта как от-ношение единицы на количество прослоев глин, среднюю толщину про-

 

 

86

слоев глин, среднюю толщину прослоев песчано-алевритовых пород. Эти цифры будут характеризовать количественно степень однородности иссле-дуемого геологического тела.

 

Построив по этим данным профильные разрезы и карты, можно определить направление улучшения качества покрышки и перспективные площади для локализации под ними скоплений нефти и газа. На ряде кон-кретных примеров и по статистическим данным доказывается (Прозорович Г.Э., 1972), что залежи нефти образуются под наиболее выдержанными по простиранию и однородными пластами глин, а над водоносными пласта-ми-коллекторами коэффициент глинистости покрышки характеризуется низкими значениями. Вывод: чем более разлинзована покрышка, тем хуже

 

W качество, т.е. увеличение количества и толщины проницаемых прослоев внутри флюидоупора влечет за собой понижение качества покрышки, воз-растание масштабов свободной диффузии углеводородов через покрышку.

Мощность (толщина) флюидоупора. Чем больше мощность покрыш-ки, тем выше ее экранирующие качества. Такая закономерность была уста-новлена еще в 1940-50-х годах на примере месторождений нефти Азербай-джана: крупные залежи встречаются под мощными глинистыми толщами. Статистическая зависимость между толщиной покрышки и высотой газо-вых залежей Бухаро-Хивинской области была установлена В.П. Строгано-

вым (1966):

 

Н=1,65 h,

 

где Н - высота газовой залежи в метрах, h - мощность перекрываю-щих глин, м.

 

m привлечением данных по другим регионам была получена такая же статистическая зависимость А.М. Волковым (1967):

Н=2,23 h+26,93

 

Разница между этими двумя уравнениями не столь существенная.

 

Коэффициент корреляции для второго уравнения составляет 0,79.

В Западной Сибири, по данным Г.Э. Прозоровича (1972) четкой статистической зависимости между высотами залежей и толщиной пере-крывающих их глинистых покрышек не наблюдается, но покрышки над залежами нефти отличаются более высокими коэффициентами глини-стости, чем над водоносными пластами. Лучшими экранирующими ка-чествами во всех регионах обладают региональные и субрегиональные покрышки. Они имеют широкое площадное распространение, значи-тельную мощность и высокую степень однородности. Наличие их явля-ется одним из главных необходимых условий для образования и сохра-нения скоплений нефти и газа внутри осадочной толщи: они обеспечи-вают широкую латеральную миграцию углеводородов в масштабе реги-она, соответственно и большие размеры нефтегазосборной площади, препятствуют утечке нефти и газа вверх по разрезу. Под ними выявлено

 

87

наибольшее количество залежей, в том числе крупных и гигантских. В Западной Сибири к региональным относятся верхнеюрско-нижнемеловая и верхнемеловая глинистые покрышки. В Среднеобской нефтегазоносной области ведущую роль в локализации залежей нефти играют субрегиональные и зональные глинистые покрышки, которые здесь получили названия чеускинской, сармановской, пимской и кошай-ской пачек. Мощность их достигает 40-50м. Остальные покрышки над пластами групп А и Б по классификации Г.Э. Прозоровича относятся к категории зональных, неоднородных. Качество покрышек ухудшается в восточном направлении из-за постепенного их опесчанивания.

 

 

В ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ И ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ БОЛЬШИХ ГЛУБИН

 

Общие сведения

 

Глубина бурения скважин на нефть и газ через каждые 10 лет возрастает примерно на 400-500 метров. Если в 1920-1930-х годах скважины бурились

до 2000-2500м, то в 1960-1970-х годах - до 4500-5000м. Глубокое бурение^*

 

В 1974 году осуществлялось 40 странами мира, в 1984 году - 100 странами. К настоящему времени количество глубоких и сверхглубоких скважин со-ставляет десятки тысяч. В Российской Федерации такие скважины пробу-рены в Прикаспийской впадине, в Саратовской, Волгоградской, Астрахан-ской областях, на Северном Кавказе и на севере Западной Сибири.

Обобщение результатов бурения глубоких и сверхглубоких скважин на нефть и газ выполнялось А.А.Ханиным (1979), Б.К.Прошляковым (1987) и др. исследователями. Ниже излагаются основные выводы, полу-ченные в ходе этих исследований.

 

Промышленные притоки газа с глубины около 8км получены в США (штат Техас). Нефть в количестве 700 тонн в сутки получена с глубины 5644м в Венесуэле. Фонтан газа дебитом около 1 млн.м³ и конденсата 400м³ получен с глубины 6208м на месторождении Булла-Море в Азербай-джане. К 1980 году в Азербайджане было пробурено 310 глубоких и 2 сверхглубоких скважины, выявлено 20 залежей, из них 7 - нефтяные, 6 - газоконденсатные, 7 - нефтегазоконденсатные. В Предкавказье (Ставро-польский, Краснодарский края, Чечня, Ингушетия) количество глубоких скважин к этому времени составило свыше 500, были выявлены десятки залежей нефти и газоконденсата. В Днепрово-Донецкой впадине (Украина)

 

 

и К категории глубоких относятся скважины свыше 4 км, сверхглубоких - более 6 км.

 

88

газоконденсатно-нефтяные залежи выявлены на глубине свыше 4500-5000м в отложениях нижнего карбона. В бассейне Мексиканского залива (США, штат Техас) на глубинах 4000-7700м в терригенно-карбонатных толщах юры и мела выявлено свыше 400 залежей нефти и газа. Разведан-ные запасы углеводородов в пересчете на нефть при этом составили более трех миллиардов тонн, из них на долю газовых залежей приходится 44%, конденсатных - 31%, нефтяных - 7%, газоконденсатно-нефтяных залежей - 18%. Такие открытия в целом свидетельствуют, что нефть и газ на боль-ших глубинах есть, но себестоимость их пока исключительно высокая.

 

По мере увеличения глубины в недрах Земли происходит повыше-ние температуры и давления, уплотнение горных пород, повышение PH подземных вод. Породы становятся хрупкими, способными к растрескива-нию. Подземные воды обогащены ионами Na + , K + , Mg 2+ , Ca 2+ , Cl - , sо²₄^- , нco ₃^- . Минерализация вод возрастает до 100 ^г/л и более, плот-

 

ность - до 1,07 ^г/см³. Геотермический градиент в средним составляет 3°С на 100 м, однако он колеблется в широких пределах в зависимости от близо-сти магматических очагов и содержания радиоактивных элементов.

 

Геостатистическое давление с глубиной возрастает со скоростью в среднем 250 атмосфер (25 МПа) на 1000 м, г и д р о с т а т и ч е с к о е – 105 атмосфер (10,5 МПа) на 1000м. Плотность песчаных пород до глубины 1,5 км составляет 1,8-2,0 ^г/см³, на глубинах 4-6 км - 2,5-2,6 ^г/см³.

 

Таблица 17