Породы покрышки

3. Породы покрышки  и их роль в  формировании и  скоплении углеводородов

Одно из условий  формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа в земной коре - наличие в разрезе пород-покрышек (флюидоупоров), т.е. таких пород, которые практически непроницаемы. Только чередование в разрезе пород-коллекторов и флюидоупоров, наряду с другими факторами, создает оптимальные условия для образования промышленных скоплений УВ. Так, например, Апшеронский и Таманский полуострова, расположенные соответственно на юго-восточном и северо-за-падном погружениях Большого Кавказа, обнаруживают много общего в истории геологического развития. Как на Апшеронском, так и на Таманском полуострове развиты отложения неогена, слагающие диапировые структуры, осложненные грязевыми вулканами. Однако, несмотря на сходство геологического строения, эти регионы резко различаются по нефтегазонос-ности: если на Апшероне смогли сформироваться местоскопления нефти и газоконденсата, то на Таманском полуострове значительных, промышленных скоплений УВ до сих пор не обнаружено. Одной из главных причин этого является тот факт, что на Апшероне при прочих равных условиях имеет место чередование пород-коллекторов с хорошими емкостно-фильтрационными свойствами и флюидоупоров, в то время как на Таманском полуострове разрез сложен преимущественно глинисто-мергельными глубоководными отложениями без значительных прослоев пород-коллекторов.                                                                              Флюидоупоры различаются по характеру распространения (протяженности), по мощности, литологическим особенностям, степени нарушенности сплошности, минеральному составу и т.д. Этими же факторами определяются их экранирующие свойства.                                                 Наиболее надежными флюидоупорами являются глинистые толщи и эвапориты (соль, гипс, ангидрит). Трещиноватость, присутствие прослоев песчаников, алевролитов ухудшают качество и надежность покрышек. Среди глинистых покрышек относительно хорошими флюидоупорами являются монтмориллонитовые разности, которые при наличии влаги разбухают и совершенно теряют фильтрационные свойства. Ангидриты бо-лее хрупки по сравнению с солью и не всегда являются надежными флюидоупорами. Пластичная соль обладает лучшими экранирующими свойствами. Кроме глин и эвапоритовых отложений флюидоупорами могут быть мергель, плотные окремнелые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты и другие породы. Однако ангидриты и плотные аргиллиты при возникновении в них трещиноватости теряют свойства флюидоупоров и становятся частично коллекторами (как, например, аргиллиты баженовской свиты Западной Сибири, стрыйская серия Карпат, нижнепермские ангидриты Шебелинского местоскопления и др.).

Предположение некоторых исследователей, что глины  на больших глубинах теряют свойства флюидоупоров (перестают быть покрышками), по-видимому, не соответствует действительности. Это предположение, возможно, справедливо в отношении глинистых сланцев, которые в ряде случаев на значительных глубинах действительно приобретают трещиноватость и перестают быть флюидоупорами.                                   Среди эвапоритовых отложений наиболее надежными флюидоупорами являются соленосные толщи, особенно на больших глубинах, где они приобретают повышенную пластичность. Одним из факторов, обусловливающих формирование ряда крупнейших местоскоплений мира, является наличие соленосны.; флюидоупоров (Хасси-Р'Мель, Хасси-Месауд в Алжире, Шебе-линка и др.).                                                                                 На основе анализа строения и распространенности слабопроницаемых пород на примере эпипалеозойских платформ СССР и сопредельных регионов Э. А. Бакиров (1969 г.) предложил классификацию флюидоупоров (покрышек) с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. По вы-держанности флюидоупоров в пределах нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей, зон нефтегазонакопления и местоскоплений нефти и газа Э. А. Бакиров выделил региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры.                                                                 К региональным флюидоупорам относятся толщи пород, лишенные практически проницаемости и распространенные на всей территории провинции или на значительной ее части -- области. Примером могут служить майкопские отложения (олигоцен -- нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения альба, широко распространенные в пределах Скифской и Туранской плит Западно-Сибир-ской нефтегазоносной провинции.                                                                                        Субрегиональные флюидоупоры -- это толщи практически непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов первого порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Например, соленосные отложения верхней юры Восточно-Кубанской впадины (Скиф-ская плита) и Амударьинской и Мургабской впадин (Туранская плита) или туронские глины в Западно-Сибирской провинции.    К зональным флюидоупорам относят непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью территории нефтегазоносной области, приуроченной к структурным элементам второго порядка (валообразным поднятиям или к тектоническим блокам, объединяющим несколько локальных структур). В качестве примера зонального флюидоупора можно привести альбские глинистые отложения востока Туранской плиты. Локальные флюидоупоры распространены в пределах одного или нескольких близко расположенных местоскоплений и не выходят за пределы зоны нефтегазонакопления. Как правило, их площадь распространения контролируется локальной структурой, они способствуют формированию и сохранению в ее пределах залежей нефти и газа.                                         Кроме того, Э. А. Бакировым по соотношению флюидоупоров с этажами нефтегазоносности были выделены:                                                    межэтажные толщи-покрышки, перекрывающие этаж нефтегазоносности в моноэтажных местоскоплениях или разделяющие их в полиэтажных местоскоплениях;                                                                                внутриэтажные, разделяющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности.                                                                                                По экранирующей способности (в зависимости от проницаемости и давления прорыва газа) А. А. Ханин разделил покрышки на пять групп.  Характер изменения структуры порового пространства и проницаемость, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной мере обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от минерального состава и глубины залегания. Одновозрастные глинистые отложения, перекрывающие одни и те же продуктивные ком-плексы, но залегающие на разных гипсометрических уровнях, имеют различные плотность и удерживающую способность.

Таблица 2

ГРУППЫ  ГЛИНИСТЫХ ПОРОД ПО ЭКРАНИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

(по А.  А. Ханину, 1969 г.)

4. Опробование и освоение скважин в разных геологических условиях

Методы и приемы разведки нефтегазовых месторождений  существенно отличаются от разведки твердых полезных ископаемых, хотя поисковые и разведочные стадии у них совпадают. Определенное влияние  на методику поисково-разведочных работ  оказывают условия и специфика  месторождений нефти и газа.                                                                                 В начальный период поисковых работ изучается геологическое строение района, при этом особое место занимают геохимические методы поисков и выявление аномалий. Значительное внимание уделяется нефтегазосъемке, направленной на выявление пространственного расположения аномалий, связанных с нахождением на глубине залежей нефти или газа. Важную роль при поисково-разведочных работах играют геофизические методы. Широкое распространение получил сейсмический метод и его различные модификации.                                                                                                Отличие разведки нефтяных и газовых месторождений от разведки месторождений твердых полезных ископаемых заключается в том, что, во-первых, в начальный период разведки нефтегазовых месторождений основные усилия затрачиваются не на обнаружение полезного ископаемого, а на детальное исследование предполагаемой газонефтеносной структуры. Во-вторых, детальная разведка нефтегазовых месторождений практически совпадает с их промышленной эксплуатацией, так как разведочные сква-жины, достигшие нефтеносного пласта, становятся эксплуатационными -- нефть фонтанирует под напором из недр. Этим определяется и специфика строительства разведочноэксплуатационных скважин на нефть и газ. Как правило, первая скважина закладывается в наиболее высокой части геологической структуры -- в куполе или антиклинальном перегибе. Вблизи выхода нефтеносного горизонта на поверхность бурить скважины нецелесообразно, так как здесь располагаются зоны истощения нефтеносного горизонта. В-третьих, при разведке нефтяных месторождений подсчитывается не общее количество найденной нефти (газа), а то, которое можно извлечь. Поэтому важно не столько определить объемы нефтеносных пластов, представляющие собой тела, насыщенные жидким или газообразным полезным ископаемым, сколько выяснить возможный или вероятный выход полезного ископаемого из данной группы скважин с определенного участка или же всего месторождения в целом.             Учитывая все это, следует отметить, что разведочноэксплуатационные скважины располагают по профилям, но установить при этом оптимальное расстояние между выработками или указать нужную плотность разведочной сети невозможно. Обычно расстояния между разведочными линиями составляют 1 -- 3 км, а между скважинами вдоль одной разведочной линии 200 -- 1500 м.                                                                                            Особенности локализации нефтегазовых месторождений обусловливают и широкое применение бурения и геофизических методов разведки.

Опробование месторождений  полезных ископаемых или рудопроявлений -- один из важнейших элементов геологоразведочного процесса.   Опробованием называется система операций (отбор, обработка и анализ рудного материала), обеспечивающих исследование качества полезного ископаемого: химического, минерального и петрографического составов, физико-технических и технологических свойств и др.                     Опробование позволяет оценить качество каустобиолитов по сортам и непосредственно по участкам месторождения, выяснить закономерности распределения нефти и газа в пространстве, соотношение обогащенных и разубоженных участков и многое другое, без чего невозможно выбрать правильное направление геологоразведочных работ, решить вопросы оконтуривания различных по качеству площадей месторождений, производить контроль за полнотой отработки месторождения, планировать добычу нефти и газа, подсчитать запасы нефти и газа и пр.                               К важнейшим видам опробования относятся: химическое, минералогическое, техническое, технологическое.                       Химическое опробование производится с целью определения химического состава полезного ископаемого для дальнейшего использования полученных материалов при подсчете запасов различных компонентов, определения мощности и площадей рудных залежей в случае нечетко выраженных границ, изучения природных типов и т. п.        Минералогическое опробование позволяет установить качественный и количественный минеральный состав полезного ископаемого, структурные и текстурные особенности и физические свойства минералов, выявить присутствие и характер минералов-спутников. Техническое опробование состоит из ряда операций, направленных на изучение физических свойств полезного ископаемого в зависимости от его специфики и области использования, например электрического сопротивления и крупности кусков кристаллов мусковита или длины, прочности, кислотоупорности и жаростойкости асбеста и т. п. Технологическое опробование проводится для выяснения технологических свойств полезного ископаемого и разработки по технико-экономическим показателям оптимальной схемы обогащения и передела сырья с учетом его комплексного использования.                                                       Разновидностью минералогического опробования является шлиховое опробование механических (песчано-гравийных) ореолов и потоков рассеяния с целью изучения состава и количественных соотношений тяжелых (шлиховых) минералов: алмаза, берилла, вольфрамита, золота, касситерита, киновари, магнетита и др. 
 
 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более  чистые разности глин уплотняются интенсивней  и характеризуются преимущественно  тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью. Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих, их минеральных частиц, химического  состава и способности к ионному  обмену этих частиц. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности.  Ангидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами. Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. В. П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  использованной литературы

1. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1984. - 285 с.

2. Геология и  геохимия нефти и газа /Под  общ. ред. А.А.Бакирова и З.А.Табасаранского. - М.: Недра, 1982. - 288 с.

3. Добровольский  В.В. Геология. - М.: ВЛАДОС, 2001. - 320 с.

4. Красильщиков  Я.С. Основы геологии, поисков  и разведки месторождений полезных  ископаемых. - М.: Недра, 1987. - 236 с.

5. Справочник  по геологии нефти и газа /Под ред. Еременко Н.А. - М.: Недра, 1984. - 480 с.