Геология нефти и газа. Породы-покрышки. Классификация флюидоупоров

Содержание

1. Породы-покрышки. Классификация флюидоупоров по площади распространения, по литологическому составу и степени однородности 3
2. Построить все виды залежей нефти и газа в ловушках различных типов 10
Литература 17


Литература

1. Бакиров Э.А. «Геология нефти и газа».- М., Недра, 1990 г.
2. Бурлин Ю.К. «Природные резервуары нефти и газа – Издательство Московского Университета, 1976 н.
3. Гейро С.С. «Практикум по геологии и геохимии нефти и газа» - Пермь, 1984 г.
4. Жданов М.А. «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа» -М., Недра. 1970
...

.

..

В полном соответствии с минеральным составом глин находится величина их емкости поглощения (обменной емкости), которая, как показа-ли исследования Т.Т.Клубовой, служит косвенным показателем способности глинистых минералов оказывать влияние на процессы, протекающие в породах, в том числе и на формирование экранирующих свойств пород. Экспериментальные исследования показали, что при добавлении в чистый, среднезернистый кварцевый песок 20% каолиниты проницаемость смеси понижается в 500 раз, а при добавлении такого же количества монтмориллонита – более чем в 3 000 раз. С величиной обменной емкости связаны пластичность, набухаемость, пористость, проницаемость, деформационно-прочностные и другие свойства глин.Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости. Ухудшение показателей экранирующей способности глинистых покрышек связано с количеством, минеральным составом и структурой терригенных минералов-примесей, причем степень зависимости определяется взаимоотношением основных компонентов породы друг с другом, т.е. текстурами. Органическое вещество участвует в формировании текстурного облика породы и структуры порового пространства, т.е. в формировании экранирующих свойств. По классификации Т.Т.Клубовой (1968-1970 гг.) рассеянное ОВ делится на три типа: 1) Углефицированные органические остатки, лишенные подвижных компонентов – не участвуют в формировании флюидоупорных свойств, служат матрицей, по которой образуются такие аутогенные минералы как пирит, сидерит, анафаз, графит. 2) Растительные остатки со значительным количеством гидролизуемых компонентов – способствуют образованию характерных для пород-покрышек слоистых и петельчатых мезотекстур. Покрышки с такими мезотектстурами обладают повышенной прочностью и пониженной проницаемостью в направлении, перпендикулярном к напластованию. 3) Сорбированное глинистыми минералами ОВ, которое снижает проницаемость и повышает прочность пород-покрышек, не влияя на пластичность пород. Сорбированное ОВ служит как бы цементом, сокращающим размер пор, в первую очередь мелких. Итак, уменьшение размера пор особенно значительно, когда ОВ относится к третьему типу (олеиновая кислота, сине-зеленые водоросли), и меньше, когда ОВ содержит значительное количество компонентов, не способных сорбироваться глинистыми минералами. Текстуры пород-покрышек. Различие в фильтрационных характеристиках пород с разными текстурами обусловлено тем, что зоны текстурного сочленения микроблоков глинистых минералов, действующих как один монокристалл, микролинз и слойков алевритового материала, стяжений карбонатных минералов и ОВ образуют уже не поры, а полосы повышенной проницаемости. Здесь необходимо отметить одну особенность. У пород с беспорядочными (массивными) мезоструктурами фильтрационные свойства во всех направлениях одинаковы, тогда как при слои-стых мезоструктурах и аксиальных микротекстурах в породах фиксируется анизотропия фильтрационных свойств.Уплотнение пород-флюидоупоров. Характер изменения структуры порового пространства и проницаемости, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной степени обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от литологического состава и глубины залегания. Суммируя все сказанное о глинистых породах-флюидоупорах нефтяных и газовых залежей, отметим, что для надежного прогнозирования качества пород как покрышек необходимо иметь следующие сведения:Структурно-текстурные особенностиКоличество и тип ОВВыдержанность по простираниюМощность Деформационо-прочностойные свойстваих минеральный составСоляные покрышки. Соли являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя и сквозь их толщу может проходить медленный, но постоянный поток УВ. С этими покрышками связано существование гигантских по запасам скоплений газа (например, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье под пермской соленосной толщей). Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. По мере увеличения глубины возрастает пластич-ность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства. Плотностные покрышки образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических извесняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними могут иметь 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.Криогенные покрышки – обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород.Построить все виды залежей нефти и газа в ловушках различных типовЛовушка – это часть природного резервуара, в которой создаются условия благоприятные для улавливания флюидов. Наличие ловушки – первое условие формирования залежи.Залежь – это скопление углеводородов в ловушке. Разделение углеводородов в залежи происходит по гравитационному признаку. Обычно достаточно четко выделяется газовая, нефтяная и водяная части. Главное условие возникновения залежи - наличие замкнутого контура.Залежи нефти и газа классифицируют и типизируют по разным признакам. Наиболее распространенная классификация по типу ловушек.Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.1513840-32956500Рис. 1. Газонефтяная залежь на карте и геологическом разрезе.1 – нефтяная часть залежи; 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - внутренний контурнефтеносности; 4 - газовая часть залежи; 5 - внешний контур газоносности; 6 - внутренний контур газоносности.И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Бакиров и другие исследователи выделяют 6 классов залежей по главным морфогенетическим показателям:Ловушки складчатых дислокаций.Ловушки разрывных нарушений.Ловушки стратиграфических несогласий.Ловушки литологические.Ловушки рифовых массивов.Ловушки комбинированные (складчато-стратиграфические, литолого-стратиграфические и т.п.).Ловушки складчатых дислокаций связаны с антиклинальными складками – крутыми, высокоамплитудными в геосинклинальных областях, пологими – на платформах.Объем антиклинальной ловушки зависит от ее структурной амплитуды, мощности резервуара-коллектора, пористости, пластового давления. Структурной амплитудой складки называется превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой. Структурный рельеф складки – это высота, на которую смятый в складку пласт превышает региональный наклон 186690-108331000Рис. 2. Сводовые ловушки антиклинальных структур:а – ненарушенного строения, б - с тектоническим нарушением, в – осложненных диапирами, г – осложненных соляной тектоникой.Залежь нефти: 1 – на профиле, 2 - в плане; 3 – изогипсы продуктивного пласта; 4 – тектоническое нарушение; 5 – песчаники; 6 - глины; 7 – известняки; 8 – вулканогенные породы; 9 – соль.