Покрышки (флюидоупоры) для нефти и газа

Породы-покрышки, или флюидоупоры, должны обладать абсолютной или почти абсолютной удерживающей способностью для нефти и газа, т.е. практически полным отсутствием проницаемости и способностью надежно экранировать залежь углеводородов. К числу идеальных флюидоупоров относятся различные пластичные образования и прежде всего галогенные, сульфатные и другие породы. Возможность герметически изолировать скопление нефти или газа определяется часто не столько величиной мощности флюидоупора, сколько степенью его пластичности. Все упомянутые выше свойства пород-флюидоупоров тесно связаны с термобарической и геохимической обстановками.

Вероятно наиболее подходящим определением покрышки будет: порода, которая для данного типа флюида при определенных термобарических условиях препятствует началу фильтрации. Таким образом, свойства породы как покрышки для того или иного флюида будут различными, одна и та же порода по отношению к конкретному флюиду может приобретать или наоборот терять свойства покрышки.

По сочетанию экранирующих способностей флюидоупоров предлагается выделять три вида глинистых покрышек (Н.А. Еременко и др., 1978). Флюидоупоры первого типа характерны для уплотняющихся глинистых толщ, развитых в областях молодого прогибания земной коры, имеющих аномально высокие давления поровых вод. Экранирующая способность этих покрышек определяется величиной капиллярного давления на границе коллектора и флюидоупора, поровым давлением воды, насыщающей породу-покрышку, ее начальным градиентом давления и соотношением гидравлических сил по разрезу. Если учесть, что величина капиллярного давления для таких покрышек (группы 1 и 2 по А.А. Ханину, 1969) может превышать 100 кгс/см2, то покрышки первого типа можно считать способными удержать залежь нефти любой высоты.

Флюидоупоры второго типа свойственны породам, уплотняющимся ниже предела пластичности и потерявшим способность к разбуханию в контакте с водой. Такие породы не содержат набухающих глинистых минералов (бейделит, монтмориллонит и др.), а воды – поверхностно-активных веществ, и поэтому поровая вода в них не имеет начального градиента давления. Такие флюидоупоры отмечаются, в основном, в пределах молодых и древних платформ в палеозойских и мезозойских отложениях, где четко выраженных АВПД не наблюдается.

Флюидоупоры третьего типа характерны для пород с жестким скелетом и интенсивной трещиноватостью. Они распространены, главным образом, на древних платформах в районах с низкой тектонической активностью, не имеющих заметной гидродинамической расчлененности разреза. Качество этих флюидоупоров существенно ниже первых двух типов.

Среди карбонатных пород, экранирующих залежи нефти и газа, встречаются известняки микро- и тонкозернистые, массивные и слоистые. Почти все известняки в той или иной степени доломитизированы и подвержены трещинообразованию, что значительно ухудшает их экранирующие свойства, карбонатные породы со значительной примесью глинистого вещества имеют слоистую текстуру, что, как правило, ведет не к улучшению, а к ухудшению экранирующих свойств вследствие возникновения ослабленных зон на контакте разных по литологическому составу участков.

Гидрохимические покрышки довольно широко распространены и представлены каменной солью, гипсами, ангидритами, реже ? другими сульфатами или их переслаиванием с глинами. Лучшие свойства их в качестве флюидоупоров подтверждаются пластичностью пород. Появляющаяся в них местами трещиноватость полностью «залечена» вторичными солями или битумами. Локально керн пропитан эпигенетической нефтью, битумами или асфальтом. Флюидоупорные свойства пород-покрышек определяются не только величиной их мощности, но, главным образом, абсолютной проницаемостью по газу и давлением прорыва газа. По значениям последних, согласно существующей классификации А.А. Ханина (1969), выделяется пять классов пород-покрышек, являющихся надежной основой практической оценки их качества по степени экранирования углеводородных скоплений.