Файл: Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР.pdf

совместно с Л. П. Гмид и С. Ш. Леви была предложена (1968) принципиальная схема классификации терригенных, карбонатных

итрещинных коллекторов нефти и газа. В ней коллекторы поровые

итрещинные группируются по условиям аккумуляции, литологи­ ческому составу и условиям фильтрации. Трещинные коллекторы включают в себя два типа: чисто трещинные и смешанные. Послед­ ние в свою очередь подразделяются на ряд подклассов. По условиям фильтрации коллекторы подразделяются на простые и сложные. Данная классификационная шкала, основанная на разделении пород-коллекторов по характеру путей фильтрации, представляет практический интерес, особенно при решении вопросов разработки залежей нефти и газа.

Классификация Н. Д. Сандера (N. Sander, 1967) достаточна объективна. Основанная на размере частиц и других структурных, а также текстурных элементах, включающая приблизительную оценку емкости, проницаемости и генетический принцип, она, несмотря на некоторые недостатки, все же выгодно отличается своей полнотой, благодаря чему может быть использована в прак­ тических целях, особенно при региональных исследованиях.

ПОРОДЫ-ФЛЮИДОУПОРЫ (ПОКРЫШКИ)

Вопрос о нефтегазоупорах, препятствующих вертикальной миг­ рации нефти и газа, имеет важное значение как при решении проб­ лемы формирования залежей, так и при поисках этих полезных ископаемых.

Породами-покрышками чаще всего являются глины и каменная соль. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от сте­ пени дисперсности слагающих их минеральных частиц, и способ­ ность к ионному обмену. Свойства глины определяются количеством, дисперсностью, минералогическим и химическим составом содер­ жащихся в ней глинистых фракций.

Для глинистых отложений, обладающих свойством поглощения воды и крайне низкой водопроницаемостью, изменения при диагенезе осадка сводится главным образом к уплотнению и постепенной потере воды. Н. Б. Вассоевич (1960) показал, что по изменению пористости глин можно судить о стадии литогенеза, которой они достигли, и о мощности покрывающих их отложений.

Глинистые минералы, слагающие глинистые породы, представ­ ляют собой частицы, состоящие из кристаллических ячеек, или пакетов, построенных из попеременно чередующихся слоев А1(ОН)3 и групп Si04. Для каолинита межплоскостные расстояния у па­ кетов вдоль оси С равны 2,76 А и для монтмориллонита — 9,5— 20 А. «Жесткость» и постоянство межпакетных расстояний у као­ линита обусловливают ограниченное его взаимодействие с водой и, наоборот, у монтмориллонита увеличение расстояния между пакетами по оси С способствует энергичному связыванию значи­ тельного количества воды (Е. М. Сергеев, 1971).

Экранирующие свойства пород-покрышек во многих случаях зависят от наличия в глинах монтмориллонита и содержания пес­ чано-алевритовой примеси. Ряд исследователей приводят данные о зависимости запасов нефти от количества разбухающих глин (глинистых минералов) в разрезе. С увеличением содержания набухающего материала, при прочих равных условиях, залежи характеризуются большими запасами.

Породы-покрышки характеризуются по распространению, мощ­ ности, однородности сложения, отсутствию нарушений сплошности, составу глинистых минералов, плотности, проницаемости и способ­ ности противостоять прорыву газа и нефти через систему норовых каналов глин, насыщенных водой.

Различаются региональные покрышки и локальные. Обычно локальные покрышки в отличие от региональных характеризуются значительно меньшей мощностью. В ряде нефтегазоносных областей распределение основных залежей нефти и газа контролируется ре­ гионально выдержанными покрышками. Обычно исчезновение ниж­ ней регионально выдержанной покрышки или уменьшение ее мощ­ ности, появление в ней литологических окон, трещиноватости при­ водит к большому диапазону распределения залежей нефти и газа по разрезу в связи с усилением процессов вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов из нижних горизонтов

вверхние.

Впластовых водах водонапорных комплексов нефтегазоносных бассейнов гидрогеологами обычно проводится изучение содержания растворенных газов. В пределах нефтегазоносных бассейнов газо­ насыщенность пластовых вод обычно имеет региональный характер, причем наибольшее метанонасыщение наблюдается в молодых по возрасту бассейнах, тогда как с увеличением возраста повышается

содержание тяжелых углеводородов и азота.

Состав растворенных газов (азотные, метаново-азотные, азотно­ метановые, метановые и тяжелые) соответственно изменяется от окраинных частей нефтегазоносных бассейнов к .их центральным, наиболее погруженным зонам. Подобная геохимическая зональность газов, по мнению многих исследователей, в основном обусловли­ вается особенностями нефтегазообразования. В то же время степени изоляции водонапорных комплексов мало- и труднопроницаемыми породами, препятствующими рассеиванию газов через толщи пород в вертикальном направлении, не придается должного внимания.

Если подойти к объяснению распределения состава и концен­ траций газа в пластовых водах со стороны изолирующей способ­ ности газонефтеводоупоров, то многое становится ясным.

При качественных покрышках, таких как галогенные толщи, в газах метанового ряда встречается также гелий (например, на газоконденсатных месторождениях Вуктыльском, Оренбургском, Марковском и др.). Малый диаметр молекулы гелия, а также его относительная инертность к сорбционным процессам делают его весьма подвижным.

Многочисленные примеры содержания в водах и структурных ловушках газов метанового ряда, с дифференциацией их от легких метановых газов в верхних горизонтах осадочных толщ до тяжелых углеводородных газов на глубине, связаны с проявлением хромато­ графического процесса разделения газов в природных условиях. Миграция газа и нефти осуществляется вверх по наклону пластов и по вертикали через ослабленные зоны газонефтеводоупоров. Эти ослабленные зоны, связанные со снижением экранирующей способ­ ности пород-покрышек, возникают из-за различий в гранулометри­ ческом составе, уплотнении и при проявлении тектонических сил.

Повышенное содержание алевритовой примеси в глинах, не го­ воря уже о песчаной, приводит к появлению в них группы относи­ тельно крупных поровых каналов, через которые в силу меньших капиллярных давлений может осуществляться вначале внедрение и далее прорыв газа и нефти. Если же алевритовый и песчаный ма­ териал не только рассеян в глинистой массе, но и распределен в виде микропрослойков, то осуществление миграционных потоков через подобные толщи глинистых пород не представляют большой слож­

ности.

Если чистые глины, в особенности монтмориллонитового состава, на стадии умеренного уплотнения (до 2,10—2,30 г/см3) являются благоприятными покрышками для залежей газа и нефти, то на от­ носительно больших глубинах, уплотняясь от 2,30 до 2,60 г/см3 и находясь под нагрузкой значительное геологическое время, они теряют свободную воду, переходят в аргиллитоподобные разности

иаргиллиты, становятся хрупкими и часто трещиноватыми. Подоб­ ные породы в значительной мере теряют флюидоупорные свойства

имогут даже при благоприятных условиях перейти в группу трещин­

ных коллекторов.

Особенно чутки к подобным породам-покрышкам газы. Редко можно встретить крупные промышленные залежи газа под толщей аргиллитов, если только последние не содержат органоминерального комплекса, благоприятно влияющего на эластичность пород, на­ ходящихся под нагрузкой, без нарушения их сплошности.

Изученные нами глинистые породы верхнего и среднего девона разреза Муханово (скв. 401, 408, 410, 411, 412 и 428) в интервале глубин примерно 2726—2932 м имели плотность 2,48 2,76 г/см3 (преимущественно 2,60 г/см3) и пористость 0,33—5,6% (преиму­ щественно 2,50%). Высокая плотность девонских глин на значи­ тельной части Урало-Волжской провинции привела к удалению свободной воды и части рыхло связанной воды из пород с потерей ими эластичности. Иногда в микротрещинах девонских глин обна­ руживается нефть. Поэтому не случайно девонские нефти УралоПоволжья в своем большинстве недонасыщены газом, так же как и пластовые воды девона. Для газа эта покрышка оказалась по своим изолирующим свойствам недостаточнее. Крупные скопления газа в верхней части палеозоя встречены под галогенными покрыш­ ками (Вуктыльское, Оренбургское месторождения).

Изучение экранирующих свойств глинистых пород-покрышек, проведенное А. А. Ханиным, К. А. Абдурахмановым, М. И. Коло­ сковой, О. Ф. Корчагиным и Н. В. Савченко во ВНИИГАЗе, по­ казало, что эти свойства прежде всего зависят от характера струк­ туры норового пространства.

Разрабатывалась методика изучения ряда физических свойств глинистых пород: пористости, проницаемости, структуры норового пространства методом капиллярных давлений, деформационно-проч­ ностных свойств и методика фиксации прорыва газа через породу, насыщенную жидкостью. При этом рассматривалось влияние але­ вритовой примеси и уплотнения на структуру норового простран­ ства глинистых пород; анализировалась структура норового про­ странства глинистых пород и изучалось ее влияние на экраниру­ ющие свойства; рассматривалась способность этих пород к трещинообразованию.

Структура порового пространства глинистых пород-покрышек изучалась методом вдавливания ртути. Это одна из модификаций методов капиллярных давлений. Опыт проводился на установке, состоящей из поромеров низкого и высокого давлений. Образцы пород подвергались вакуумированию (ІО-5 мм рт. ст.) в течение 2— 3 сут. Давление порциями доводилось до 1000 кгс/см2, что обеспе­ чивало вхождение ртути в поры 0,01 мк и более.

По полученным значениям строили капиллярные кривые, кото­ рые затем использовали для построения порометрических диаграмм.. Проницаемость по газу определяли в образцах пород при всесторон­ нем давлении 200—400 кгс/см2 (приближение к пластовым условиям), при различных перепадах давления, с выдерживанием до полной стабилизации потока газа, с замером расхода газа микробюреткой (с точностью до 0,01 см3). Проницаемость определяли с учетом эф­ фекта Клинкенберга. Проницаемость образцов пород-покрышек ко­ лебалась от 4-10-3 до 3•10"7 миллидарси.

Определение давления прорыва газа через глинистые породы, насы­

Образцы пород тщательно вакуумировали и насыщали керосином (вода приводила к разрушению части образцов). Верхний торец образца был покрыт слоем керосина высотой 15 см, куда вводились стеклянная трубка-капилляр, в которую проникал керосин на высоту 50—60 мм (нулевой уровень). После многочасовой выдержки под нагрузкой подавался азот под определенным давлением. Пере­ пад давления, при котором может произойти прорыв газа через породу, зависит от структуры порового пространства. Первона­ чальный перепад давления на образец давался ниже прогнозиру­ емого, рассчитанного по характеру программы. Это позволяло за­ фиксировать начало внедрения газа в образец по поднятию уровня керосина в капилляре. При соответствующем повышении перепада давления образец выдерживался от нескольких часов до нескольких суток. Обычно прорыву газа предшествовало интенсивное вытеснение