Породы-покрышки (флюидоупоры)

                              Породы-покрышки (флюидоупоры)

Флюидоупор  – один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в  разрезе пород флюидоупора является обязательным условиям формирования и  сохранения промышленных скоплений  нефти и газа. В определении термина порода-покрышка (флюидоупор) среди исследователей нет единства. Большинство авторов в качестве основного показателя породы-флюидоупора называют низкую проницаемость и способность ее таким препятствовать миграции УВ из перекрываемого ею коллектора. Часть авторов при выделении пород-покрышек учитывает роль составляющих породу компонентов, а также энергетику процессов. Ниже приводятся определения разных авторов понятия порода-покрышка  
- Т.Т.Клубова (1968) – сложные природные системы, основными компонентами которых являются составляющие их минералы, ОВ и насыщающие породу воды; свойства пород как покрышек определяются характером процессов, протекающих в этих системах. 
- Г.Э.Прозорович (1970) – пачки или толщи преимущественно глинистых пород, диффузионная, фильтрационная и трещинная проницаемость которых настолько низка в определенные отрезки геологического времени, что, частично пропуская через себя УВ, они задерживают значительную часть их в перекрываемом коллекторе. 
- В.Д.Наливкин (1971) – литологическое пластовое тело, сложенное преимущественно изолирующими породами; проницаемые тела включаются в состав покрышки в том случае, если занимают в ней подчиненное положение и не имеют постоянной незатрудненной связи с проницаемыми телами, разделяемыми этой покрышкой. 
- Н.А.Еременко, И.М.Михайлов (1972) – порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и температуре препятствует началу фильтрации. 
Флюидоупоры различаются по;

• По характеру распространения(протяжённости)
• По мощности
• По литологическому составу
• Минеральному составу
• Степени нарушенности сплошности

Э.А.Бакировым (1969) предложена классификация флюидоупоров с учетом масштаба их распространения  и положения в разрезе. Классификация  выполнена на основе анализа строения и распространенности слабопроницаемых пород эпипалеозойских платформ бывшего СССР и сопредельных регионов.

По выдержанности  флюидоупоров в пределах нефтегазоносных  провинций и областей, зон нефтегазонакопления  и месторождений нефти и газа Э.А.Бакиров выделил региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры. 
Региональные флюидоупоры – толщи пород, практически лишенные проницаемости и распространенные на всей территории провинции или большей ее части. Примеры таких флюидоупоров – майкопские отложения (олигоцен – нижний миоцен), которые развиты на всей территории .

Субрегиональные флюидоупоры – толщи практически  непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов I порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Зональные флюидоупоры – непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью нефтегазоносной области, приуроченными к структурным элементам II порядка .

Локальные флюидоупоры – толщи пород, распространенные в пределах одного или нескольких близко расположенных месторождений. Площадь их распространения ,как правило, контролируется локальной структурой.

Мощность  пласта – важный признак, определяющий надежность Флюидоупора. Через тонкий пласт возможен прорыв УВ и уход их из залежи. Возможен уход УВ и за счет диффузии, поскольку величина некоторых молекул значительно мельче размера пор в породах-экранах, например, размер молекулы метана – 0,0002 мкм. К.Ф.Родионова и В.А.Ильин установили почти постоянное присутствие УВ в глинистых экранирующих толщах. Собственно на явлении диффузии УВ основаны геохимические поиски УВ. 
Необходимая мощность экранирующей толщи определяется литологическим составом пород и связанными с ними размером пор, а также перепадом давлений флюидов в покрышке и коллекторе, которое может достигать десятки мегапаскалей. В большинстве случаев мощность флюидоупоров составляет 10-70 м, однако при больших ее значениях запасы УВ в залежах, по данным И.В.Высоцкого и В.И.Высоцкого (1986), заметно возрастают. Этот факт свидетельствует о возможности рассеивания УВ через тонкую покрышку. 
 

По соотношению  флюидоупоров с этажами нефтегазоносности  Э.А.Бакиров выделил: 
- межэтажные толщи-покрышки, перекрывающие этаж нефтегазоносности в моноэтажных месторождениях или разделяющие их в полиэтажных месторождениях; 
- внутриэтажные, разделяющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности;

По литологическому  составу выделяются покрышки глинистые, карбонатные, глинисто-карбонатные, галогенные, сульфатные, сульфатно-галогенные, галогенно-карбонатные и другие смешанные типы. Наиболее надежные флюидоупоры – глинистые толщи и эвапориты.

Глинистые породы-покрышки.

Экранизирующие  свойства глинистых пород ,помимо выдержанности  и мощности, рассмотренных выше зависят от:

• Их состава
• Наличие примесей
• Текстурных особенностей
• Вторичных изменений
• Трещиноватости
• Мощности и выдержанности

Минеральный состав породы-покрышки является важнейшим  показателем, определяющим ее качество. Более всего способствуют надежности экранирующих свойств минералы группы монтмориллонита, слабее – гидрослюды и каолинит. Эта особенность предопределяется тем, что глинистые минералы обладают различной способностью к набуханию. 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 особенности
• Количество и тип ОВ
• Выдержанность по простиранию
• Мощность
• Деформационо-прочностойные свойства
• их минеральный состав

Соляные 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.

                                           Газоконденсаты.

Газоконденсат – природная смесь легкокипящих нефтяных углеводородов, нахордящихся в недрах в газообразном состоянии, а при охлаждении и снижении давления до атмосферного (в условиях дневной поверхности) распадающаяся на жидкую (конденсат) и газовую составляющие

Газовый конденсат (газоконденсат) – смесь углеводородов, преимущественно с температурой кипения от 30 до 250 град.С, конденсирующихся из природных нефтяных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях. Кроме того газоконденсат образуется при добыче собственно природного газа, при перекачке природного газа по трубопроводам, так как перекачка идет под давлением до 30МПа, а высококипящие углеводороды растворяются в метане под давлением (до 712 см³/м³ метана). Практикуется переработка конденсата в высокооктановый бензин и зимнее дизельное топливо.

Газоконденсат  ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) – раствор газообразных углеводородов в жидких, причем газообразных  содержится  до 75%,  среди жидких преобладают фракции с температурой кипения до 117 град.С.  Иногда ШФЛУ называют нестабильным газоконденсатом. Из ШФЛУ после отделения газов (пропан-бутановых фракций) получается собственно газоконденсат  Переработка ШФЛУ включает в себя дополнительно фракционную разгонку ШФЛУ поле отделения бытового газа.

Конденсат газовый -фракция, выделенная из природного газа и представляющий собой смесь жидких углеводородов (содержащих не менее 5 атомов углерода в молекуле).  
Газовый конденсат является ценнейшим сырьём для производства моторных топлив, а также для химической переработки экстрагенты (гексановую фракцию), бензол, циклогексан.

Газовые конденсаты - жидкие смеси высококипящих  углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при  их добыче на так называемых газоконденсатных месторождениях. В пластовых условиях при сочетании высоких давлений (10-60 МПа) и температур в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции, реже - более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление снижается до 4-8 МПа, и из газа выделяется сырой (нестабильный) конденсат, содержащий, в отличие от стабильного наряду с углеводородами С₅ и выше, растворенные газы метан-бутановой фракции. При уменьшении давления по мере расходования газа Г. к. выделяется в геологическом пласте и, следовательно, пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием Г. к. из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С₃ и выше, а фракцию C₁-С₂ для поддержания давления в пласте закачивают обратно.

Различают сырой и стабильный конденсаты.

1. Сырой  конденсат – углеводороды, при  стандартных условиях находящиеся  в жидком состоянии с растворенными  в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутаном).