Геологические основы прогноза нефтегазоносности локальных объектов

В практике поисково-разведочных работ на нефть и газ изучению, в основном, подвергаются породы-коллекторы про­дуктивных горизонтов. Остальным породам, в том числе и непосредственно перекрывающим продуктивные горизонты, уделяется значительно меньше внимания. В тех случаях, когда под ними на локальных объектах обнаруживают в по­родах-коллекторах залежи УВ, их рассматривают в качестве покрышек (флюидоупоров). Такой подход привел к общепри­нятому представлению о двучленной структуре природного резервуара, составными элементами которого являются по­рода-коллектор и порода-покрышка. Если это сочетание по­род образует локальное поднятие, то оно рассматривается как перспективный для поиска залежей УВ объект. На осно­ве таких представлений о природном резервуаре и ловушке понятие "локальное поднятие" обычно отождествляется с по­нятием "ловушка", а высота поднятия по кровле коллектора в замкнутом контуре принимается за высоту ловушки. Наблю­даемые в практике поисково-разведочных работ случаи за­полнения УВ только части высоты локальных поднятий до последнего времени объяснялись либо нехваткой УВ, либо изменением высоты поднятия после того, как в нем прекра­тилось формирование залежей УВ, либо нарушением непрони­цаемости покрышки, либо сочетанием вышеуказанных факто­ров. Недозаполненность поднятий рассматривается как один из критериев масштабов генерации, региональной миграции УВ и формирования залежей.

Исследования последних лет показали, что эти широко распространенные представления нуждаются в существенном пересмотре. Можно считать установленным, что среди пород, рассматриваемых в качестве флюидоупоров, широко распро­странены породы, обладающие флюидопроводностью, но из-за своей незначительной емкости не являющиеся коллекторами. В этих породах проводящими каналами служат трещины, чаще всего не наблюдаемые в образцах керна. В случае залегания этих пород над коллекторами они образуют так называемые "ложные покрышки", которые не являются экранами для УВ. Наличие таких пород было отмечено Б.В.Филипповым еще в 1963г. Использование понятия "ложных покрышек" для объяснения формирования ловушек УВ привело к пересмотру традиционного представления о природном резервуаре как о двучленной системе (коллектор-покрышка).

Установлено, что природный резервуар часто состоит не из двух, а из трех равнозначных элементов: коллектора, по­крышки ложной и покрышки истинной. Введение в практику представлений о трехчленном строении природных резервуаров заставляет по иному взглянуть на проблему флюидоупоров.

До настоящего времени большинством исследователей под покрышкой или флюидоупором понимается порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и данной температуре является практически непроницаемой. Признается, что диффузия и фильтрация по порам и трещинам настолько низки, что порода задерживает значительные скоп­ления УВ в перекрываемом коллекторе. При этом качество флюидоупора не учитывается, он рассматривается в общем, без подразделения на группы.

Представляется целесообразным выделять среди истинных покрышек (флюидоупоров) межрезервуарные и внутрирезервуарные.

Межрезервуарные покрышки состоят из пород, через ко­торые до их разрушения возможна лишь весьма ограниченная фильтрация УВ только в диффузионном виде. Они имеют ре­гиональное распространение по площади и ограничивают со­бой комплекс проницаемых и слабопроницаемых осадочных по­род, для которого характерно наличие гидродинамической свя­зи между пластами коллекторов. Вследствие своих текстурно-структурных особенностей межрезервуарные покрышки явля­ются самыми надежными флюидоупорами. Микропоровое (субкапиллярное) строение емкостного пространства обусловлива­ет существование высоких капиллярных давлений на границе раздела порода-вода-УВ, что является препятствием для вертикальной фильтрации УВ в непрерывной фазе по порам и существенным затруднением для диффузии их через покрышку. В связи с плохой проводимостью пород для межрезервуарных покрышек, как правило, характерны максимальные градиенты поровых давлений. В случае, если давление поровых флюидов достигает значений предела прочности породы, происходит хрупкое разрушение покрышек с образованием трещиноватости. При этом истинная покрышка либо вообще теряет свои эк­ранирующие свойства, либо частично становится снизу ложной покрышкой (если трещины появляются только в ее нижней части). После образования трещиноватости через покрышку осущест­вляется вертикальный переток УВ, происходит расформирова­ние залежи и ловушки. Очевидно, возникает гидродинамичес­кая связь между бывшими двумя резервуарами, и из них фор­мируется один природный резервуар. При давлении поровых флюидов меньше предела прочности породы межрезервуарные покрышки являются надежными флюидоупорами вследствие очень низких скоростей диффузии через них. Соизмеримость, а часто и незначительность размеров поровых каналов по сравнению со свободной длиной пробега молекул газа обес­печивают небольшое рассеивание УВ и способствуют фор­мированию под указанными покрышками самых крупных за­лежей нефти и газа.

Внутрирезервуарные покрышки имеют локальное или зональное распространение по площади. Это или линзы флюидоупоров или пласты пород, через которые только на огра­ниченных участках в определенном диапазоне геологических условий (перепад давления, температура) практически не происходит фильтрация УВ в непрерывной фазе.

Внутрирезервуарные покрышки, по сравнению с межрезервуарными, формировались из более неоднородного материа­ла, что сказывается на строении их емкостного простран­ства. Наряду со значительным количеством субкапиллярных пор, в них присутствуют капиллярные поры, по которым осуществляется основное движение поровых флюидов. При давлении в залежи, превышающем капиллярное давление в порах, через внутрирезервуарную покрышку начинается фильтрация УВ из залежи в непрерывной фазе, т.е. переток УВ в вышележащий пласт-коллектор. Наличие пор капилляр­ной размерности и довольно свободный отток поровых флюи­дов приводит к тому, что для внутрирезервуарных покрышек не характерны высокие градиенты поровых давлений и под ними не формируются залежи УВ такой же высоты, как под межрезервуарными покрышками. Поэтому локальные подня­тия, выделенные по подошве внутрирезервуарной покрышки в замкнутом контуре, далеко не всегда бывают полностью (до уровня критической седловины) заполнены УВ; в опре­деленных условиях такая покрышка вообще не удерживает под собою УВ, и залежи, следовательно, не образуются.

В связи с выделением различных типов флюидоупоров расширяется и само понятие природного резервуара. В слу­чае, если в толще пород, заключенной между двумя межрезервуарными покрышками, имеется несколько пластов-кол­лекторов и разделяющих их внутрирезервуарных покрышек, их следует объединять в один природный резервуар. Обяза­тельным условием выделения единого природного резервуара является существование гидродинамической связи между всеми пластами-коллекторами и наличие перекрывающих и подстилающих межрезервуарных покрышек.

На основании вышесказанного под природным резервуаром понимается следующее.

Природный резервуар - это геологи­ческое тело, состоящее из пластов-коллекторов, часто со­держащее также пласты и линзы слабопроницаемых пород внутрирезервуарных покрышек и проницаемых пород - неколлек­торов, образующих единую гидродинамическую систему и ог­раниченное сверху и снизу межрезервуарными покрышками. Среди проницаемых пород-неколлекторов, то есть пород, об­ладающих проницаемостью, но не имеющих существенной емкости, наиболее важное значение имеют породы, залегающие под межрезервуарной покрышкой и образующие ложную по­крышку. На этом основании по строению различаются дву­членные и трехчленные природные резервуары простого и сложного строения. Резервуары простого строения со­держат залежи массивного, массивно-пластового и одноплас­тового типов. В данных методических указаниях представлены рекомендации по прогнозу нефтегазоносности локальных объек­тов в трехчленных природных резервуарах простого строения.

В трехчленном резервуаре в отличие от двучленного вы­деляется третий элемент — ложная покрышка, залегающий между коллектором и межрезервуарной покрышкой.

Ложной покрышкой (иногда ее называют флюидопроводящей толщей, проницаемым неколлектором, полупокрышкой, промежуточной толщей рассеивания, неэффективной покрышкой) могут быть слои или толщи любых плотных пород, если они обладают трещинной флюидопроводностью и залегают между коллектором и истинной покрышкой. Наиболее часто свой­ством трещинной флюидопроводности обладают слои и толщи массивных ангидритов, чистых массивных и слоистых плотных известняков, аргиллитов, неразбухающих глин.

По физическим свойствам сами указанные породы явля­ются непроницаемыми для углеводородов и могли бы быть покрышками, если бы не текстурные особенности (наличие трещин, слоистость, сланцеватость) всей толщи, делающие ее флюидопроводящей, не способной экранировать залежи уг­леводородов.

Ложные и внутрирезервуарные покрышки имеют большое внешнее сходство, так как представлены плотными породами, но принципиально отличаются типом емкостного пространства, по которому осуществляется фильтрация флюидов (УВ). В ложных покрышках этот процесс идет по системам открытых трещин, в которых совсем не действуют силы капиллярного натяжения, тогда как во внутрирезервуарных покрышках фильтрация происходит по системам поровых каналов и за­труднена капиллярными силами.

Основанием для выделения ложных покрышек и отделения их от истинных покрышек являются следующие факторы:

- наличие в керне редких трещин, иногда заполненных битумом, окисленной нефтью;

- газопоказания в интервале плотных пород над плас­том-коллектором на диаграммах газового каротажа;

- содержание в породе миграционного битума и опреде­ленная доля низкомолекулярных углеводородов в составе уг­леводородов;

- данные временных замеров электрических методов ГИС;

- данные гамма-спектрального каротажа;

- нефтегазопроявления при опробовании скважин.

Кроме того, могут быть использованы и косвенные приз­наки. Так, недозаполненность УВ поднятия под межрезервуарной покрышкой косвенно указывает на наличие ложной по­крышки между коллектором и истинной покрышкой. Наблюдае­мые на диаграммах геофизических исследований скважин из­менения уровней записи также позволяют намечать ложную покрышку в интервале перехода от пласта-коллектора к по­крышке.

Выделение между коллектором и истинной покрышкой флюидопроводящей ложной покрышки существенно меняет пред­ставление об объеме ловушки. Раньше за объем сводовой ло­вушки принимался объем коллекторов, заключенный в локаль­ном поднятии, выделенном по кровле коллекторов, а высотой ловушки считалась высота этого поднятия. В трехчленном природном резервуаре между коллектором и истинной покрыш­кой залегает ложная покрышка, не способная экранировать залежь УВ, поэтому поднятие, выделенное по кровле коллек­торов, в направлении регионального подъема слоев на участ­ие "критической седловины" (КС) оказывается частично рас­крытым и может удерживать залежь УВ лишь в своей верх­ней части, выше уровня отметки кровли ложной покрышки (подошвы истинной покрышки) на участке критической сед­ловины. Только эта часть локального поднятия и является ловушкой УВ (рис. 3.4.9).

Рис. 3.4.9. Схематическое изображение в попе­речном разрезе и в плане ловушки в простом трех­членном природном резервуаре

1 – коллектор; 2 - залежь УВ; 3 - граница площади структуры по кровле продуктивного горизон­та, неправильно отождествляемая с площадью ло­вушки; 4 - граница площади истинной ловушки, вы­деленная с учетом толщины ложной покрышки; 5 - изогипсы поверхности продуктивного горизонта; 6 - линия геологического профиля. Буквами на схеме обозначены: П - истинная покрышка; ЛП - ложная покрышка; Нп -высота поднятия, неправильно отож­дествляемая с высотой ловушки; Нл- высота истин­ной ловушки, определенная с учетом толщины лож­ной покрышки; КС - критическая седловина; К – коллектор.

Таким образом, для выделения ловушки и определения ее высоты в трехчленном резервуаре необходимо знание мор­фологии не одной поверхности (кровли продуктивного пласта), а двух разобщенных поверхностей - кровли коллекторов и по­дошвы истинной покрышки. Только в этом случае могут быть определены на поднятии ловушка и ее высота (Нл), которая равна разности между высотой поднятия по кровле коллекто­ров (Нп) и толщиной (мощностью) ложной покрышки (Тлп) на участке критической седловины (КС) или разности между абсолютными отметками поверхности коллекторов в своде поднятия и подошвы истинной покрышки на участке критичес­кой седловины. При таком новом подходе ловушка УВ на площади локального поднятия существует при условии: Нл>Тлп.

Высота ловушки в этом случае определяется по форму­ле: Нл =Нп-Тлп.

Наличие ложной покрышки существенно меняет и обще­принятые представления о причинах различной степени запол­ненности поднятий УВ. Анализ этого параметра в разных нефтегазоносных районах показал, что во всех случаях положе­ние ГВК (ВНК) совпадает с уровнем подошвы истинной по­крышки (кровли ложной покрышки) на участке критической седловины локального поднятия. Сле­довательно, ловушки, выделяемые с учетом толщины ложной покрышки, заполнены нефтью (газом) до замка, то есть полностью. При этом из-за изменения толщины ложной покрышки на участке критической седловины при полном за­полнении ловушки углеводородами степень заполнения локаль­ных поднятий, выделенных по кровле коллекторов, может быть самой различной (рис. 3.4.10).

Высота локального поднятия по кровле коллекторов (Нп) в трехчленном резервуаре всегда боль­ше высоты ловушки (Нл), а высота ловушки равна высоте залежи (Нз):

Нп > (Нл=Нз)

Рис. 3.4.10. Локальные поднятия с различной степенью заполнения УВ в зависимости от толщины ложной покрышки. Условные обозначения см. на рис. 4.3.9.

Открытие факта повсеместной предельной заполнен­ности ловушек УВ позволяет при наличии данных о регио­нальных и локальных изменениях толщины пород ложной покрышки судить о наличии ловушки на выявленном подня­тии и, следовательно, о возможной его нефтегазоносности.

Выделение ложных покрышек важно не только для определения истинных размеров ловушек и обоснованного анализа закономерностей их заполнения в каждом регионе, но и для прогноза нефтегазоносности локальных объектов по результатам бурения первой скважины, а в ряде районов и до начала глубокого бурения.

Прогноз нефтегазоносности локальных объектов базиру­ется на трех геологических предпосылках.

Дата добавления: 2015-07-26