Выделение основных элементов трехчленного природного резервуара и районирование региона по особенностям строения ложной покрышки.

Главным при решении данной задачи является выделе­ние ложной покрышки, установление закономерностей изме­нения ее толщины в пределах региона и проведение райониро­вания на основе соотношения средних высот локальных под­нятий (по кровле коллекторов) и средних значений толщины покрышки. При этом используются также имеющиеся данные о коэффициентах заполнения локальных поднятий УВ, косвен­но указывающие на толщину ложной покрышки.

Наиболее распространенными породами, перекрывающи­ми коллекторы нефти и газа в разрезе месторождений, яв­ляются сульфатно-галогенные и глинистые. Основными пара­метрами, от которых зависят свойства покрышек, являются их толщина, однородность, гранулометрический и минерало­гический состав, сорбционные свойства глинистых, минера­лов, наличие органического вещества, структурно-текстурные особенности пород, структура порового пространства, нали­чие разрывных нарушений и свойства жидкостей, насыщаю­щих породу.

Толщина является важным фактором, влияющим на ка­чество покрышек, хотя корреляционной зависимости между толщинами покрышек и высотами залежей не существует. Неоднородность глинистых покрышек оценивается суммарной толщиной песчаников, алевролитов и других пород, выражен­ной в процентах от толщины покрышек, а также количеством таких прослоев. Если содержание указанных прослоев превы­шает 25%, то покрышку следует считать неоднородной. Чем неоднороднее покрышка, тем, как правило, хуже ее экрани­рующие свойства. Наличие песчаной и алевритовой примеси в глинах искажает ориентированный характер укладки гли­нистых минералов. Это увеличивает пористость и проницае­мость глинистых пород, резко снижает их флюидоупорность.

Минералогический состав пород покрышек в значитель­ной степени влияет на их экранирующие способности вслед­ствие различных дисперсности и величины емкости поглоще­ния глинистых минералов. Высокими экранирующими свойства­ми обладают монтмориллонит или монтмориллонит-гидрослюдистые смешанослойные образования, связанные с аградацией монтмориллонита. У каолинитовых и гидрослюдисто-каолинитовых глин фильтрационные способности выше. Такие глины отличаются меньшей пластичностью и прочностью.

Среди хемогенных покрышек широким распространени­ем пользуются гидрохимические породы и глинистые карбо­наты. Высокая пластичность каменной соли, в особенности галита, сохраняющаяся в условиях больших глубин, обеспе­чивает высокие экранирующие способности этих толщ. Гипс по пластическим и экранирующим свойствам близок к камен­ной соли. По данным В.П. Савченко и Я.А. Берето (1977), объемная прочность каменной соли и гипса примерно одина­кова и при боковых давлениях 8,0-20,0 МПа характеризует их как высокопластичные породы. В то же время ангидрит приобретает пластичность при боковых давлениях 25,0-38,0 МПа. При одноосном сжатии и нормальной температу­ре ангидрит обладает только упругой деформацией, то есть ведет себя как хрупкое тело.

Существующие в земной коре условия неравномерного сжатия, а также высокие скорости деформации, характерные при геодинамических нагрузках, приводят к тому, что ан­гидритовые, а иногда и галогенные толщи, теряют герметич­ность и становятся проницаемыми для газовых и нефтяных флюидов. Подобно глинистым отложениям неоднородность литологического состава сульфатно-галогенных пород, напри­мер, наличие примеси карбонатных минералов, может значительно снижать экранирующие свойства этих толщ.

Экспериментальные исследования Н.Н. Павловойпоказали, что в упруго-хрупких породах на определенных уровнях деформирующих напряжений начинается образование микротрещин и связанное с ними разуплотнение структуры пород. Результаты экспериментов позволили высказать пред­положение, что в зонах тектонической активности сохране­ние экранирующих свойств более вероятно у чистых от при­месей глин, чем у ангидритов и, возможно, солей. При по­гружении осадков развиваются условия, затрудняющие отток флюидов, возникают пласты недоуплотненных глин с высоки­ми капиллярными давлениями, создающие так называемые "барьеры давлений" (Фертль, 1980). Эти зоны являются препятствием для вертикальных перетоков и способствуют возникновению латеральной фильтрации.

Дополнительные источники флюидов, создающие АВПД в условиях барьеров проницаемости, возникают в результа­те фазовых минеральных превращений на глубине. Переход гипса в ангидрит сопровождается выделением значительных объемов воды. Регидратация ангидрита в гипс также повышает давление за счет увеличения объема пород (примерно на 40% в полностью гидратированном состоянии). При переходе монтмориллонита в иллит выделяются значительные порции воды, происходит разуплотнение блоков породы, создаются области повышенной пористости, высоких гидростатических давлений, происходят микроразрывы, образуются трещины (В.Н. Холодов, 1983).

Созданное за счет затрудненного оттока флюидов, фазо­вых минеральных превращений и осмотических явлений давле­ние флюидов в глинах может быть равно или превышать дав­ление вышележащих слоев, что ведет к гидроразрыву и диапиризму (Фертль, 1980).

В результате естественного трещинообразования пластичные слои сульфатных и терригенных пород приобретают определенные фильтрационные свойства и могут переходить из группы пород-покрышек в породы-ложные покрышки, а иногда и в трещинные коллекторы.

Выделение ложной покрышки производится в два приема. Первоначально в стратиграфическом комплексе отложений с доказаной нефтегазоносностью или перспективном на нефть и газ, по материалам ГИС, выделяются интервалы, сложенные проницаемыми породами – возможными коллекторами нефти и газа. Затем проводится анализ строения и состава пачек плотных пород, перекрывающих пласты-коллекторы. По данным лабораторных исследований состава и свойств пород и комплекса методов ГИС в толще плотных пород выявляются уровни изменения их петрофизических свойств, обычно обусловленные изменениями минералогического состава пород или их текстурных оссобенностей. Эти изменения могут быть связаны с поледовательными переходами от песчаных пород к песчано-алевролито-глинистым и чисто глинистым, или от карбонатных к сульфатным и галогенным (рис. 3.4.11 и 3.4.12), и от­ражаются на диаграммах различных методов ГИС.

В настоящее время не существует какой-либо универ­сальной, применимой к любым отложениям и районам мето­дики выделения в разрезах истинных и ложных покрышек. Этот вопрос, особенно в сложных разрезах, где коллекторы перекрываются терригенными, терригенно-карбонатными, суль­фатно-карбонатными и другими толщами переслаивания, в каждом конкретном случае должен решаться исходя из осо­бенностей геологического строения рассматриваемого природ­ного резервуара и имеющегося комплекса ГИС, а также с учетом данных исследования керна.

Однако есть несколько общих и совершенно очевидных соображений, помогающих разделять истинные и ложные по­крышки.

1. Необходимым условием отнесения непроницаемого пласта к истинным межрезервуарным покрышкам является его коррелируемость во всех скважинах региона, а к истинным внутрирезервуарным - коррелируемость в пределах площади.

2. Ложные покрышки, обладая ничтожно малой полезной емкостью, имеют все-таки определенную проницаемость. Сле­довательно, можно на качественном уровне разделять встре­чающиеся в разрезе пласты-неколлекторы на истинные и лож­ные покрышки по этому признаку.

3. Ложные покрышки над залежами УВ несут признаки нефтегазонасыщенности, истинные покрышки таких признаков не имеют. Трещинная проводимость слоев и толщ плотных массивных пород, например ангидритов, на диаграммах га­зового каротажа отражается аномалиями в виде единичных пиков, возникающих на участках пересечения стволом сква­жин флюидосодержащей трещины в породе.

Рис. 3.4.11. Выделение ложной покрышки на диаг­раммах КС и ПС (пл. Леляки, скв. 6)

Для выделения ложной покрышки, характеризующейся признаками нефтегазонасыщенности, может быть использова­на установленная Е.С. Ларской (1983) закономерность изме­нения состава и содержания битумов в породах, перекрываю­щих продуктивный пласт-коллектор. Ложной покрышке соот­ветствует интервал пород над коллектором, содержащий ми­грационный битум.

Проницаемость ложных покрышек может быть установ­лена в ряде случаев по данным временных замеров электри­ческих методов ГИС, например бокового или индукционного каротажа (БК, ИК) в зависимости от того, какая часть раз­реза рассматривается, высокоомная или низкоомная. В высокоомной части разреза эффективны временные замеры БК.

Более достоверную информацию в низкоомной части раз­реза дают временные замеры индукционного каротажа.

При наличии на локальной структуре двух скважин, од­на из которых находится за контуром нефтегазоносности, за­дача выделения истинных покрышек может решаться сравне­нием электросопротивлений (или проводимостей) коррелируе­мых по другим методам ГИС (ГК, НГК, ПС, КВ и др.) плас­тов. Если при неизменной литологии пласт в законтурной скважине имеет меньшее сопротивление, чем во внутриконтурной, есть основания полагать, что эта разница объясня­ется наличием углеводородов в гипсометрически более вы­соком участке пласта. Следовательно, такой пласт истинной покрышкой считаться не может. И наоборот, коррелируемый пласт, электросопротивление или проводимость которого не зависит от положения скважины на структуре, может рассма­триваться в качестве возможной истинной покрышки.

Рис. 3.4.12. Выделение ложной покрышки по газовому каротажу (пл. Карачаганак, скв, 2)

В геологических условиях, где в качестве возможных покрышек должны рассматриваться как плотные высокоомные, например карбонатные, так и низкоомные терригенные и терригенно-карбонатные отложения, можно рекомендовать сов­местное проведение в одной и той же скважине временных замеров БК и ИК с целью поиска возможных истинных по­крышек как в глинистой, так и карбонатной частях разреза. Но в отличие от аналогичных временных замеров, применяе­мых для выделения коллекторов, при работе на выделение покрышек следует применять значительно большие времен­ные нтервалы между замерами с тем, чтобы успела сформи­роваться зона проникновения в слабопроницаемых ложных покрышках,

Вопрос о времени между замерами следует решать ис­ходя из конкретных геологических условий и опыта примене­ния временных замеров в данном районе. Например, анализ материалов по рассмотренным выше площадям севера Тимано-Печорской провинции показывает, что временные замеры с интервалом менее полутора месяцев не поддаются одно­значной интерпретации при выделении возможных истинных покрышек, так как изменения проводимостей и сопротивлений в таких случаях в ложных покрышках соизмеримы с погреш­ностями измерений.

При оценке истинных и ложных покрышек в глинистых отложениях эффективным может быть метод спектрометрии естественного гамма-излучения, позволяющий охарактеризо­вать эти породы с точки зрения их фильтрационно-емкостных свойств и потенциальной нефтегазоносности. По данным гам­ма-спектрометрии малопроницаемые богатые органическим веществом глины характеризуются высоким содержанием ка­лия, тория и особенно урана. Трещиноватые разности глин отличаются низким содержанием калия и тория и исключитель­но высокой концентрацией урана.

После выделения в разрезе толщи пород, являющейся ложной покрышкой, необходимо установить общие закономер­ности изменения ее толщины в пределах региона.

Поскольку от соотношения толщины ложной покрышки (Тлп) на участке критической седловины и высоты поднятия по кров­ле коллекторов (Нп) зависит наличие ловушки в данном под­нятии, то, зная особенности распределения толщин ложной по­крышки, можно проводить районирование региона по признакам:

Нп/Тлп >1 и Нп/Тлп <1.

Если в пределах изучаемой территории толщина ложной покрышки существенно не меняется над сводами и участка­ми критических седловин локальных поднятий, то по указанным признакам обособляются участки, где Нп/Тлп >1 и, следовательно, имеются ловушки для углеводородов, и где Нп/Тлп <1, то есть ловушки отсутствуют.

В тех случаях, когда в пределах изучаемой территории развиты локальные поднятия различного генезиса - тектони­ческие и седиментационные, необходимо учитывать возмож­ность изменения толщины ложной покрышки от свода к пери­ферии поднятия. Эти изменения на поднятиях рифового типа могут быть весьма значительными.

Например, в Западном Узбекистане толщина пачки ниж­них ангидритов, являющихся ложной покрышкой, изменяется от 15-20 м над сводом рифового массива до 120-140 м на участке его критической седловины, что существенно сказы­вается на высоте ловушки (см. рис. 3.4.10). Над тектоническими поднятиями толщина ложной покрышки обычно изменяется незначительно и для расчета ее величина может быть принята по любой известной точке. При выделении ложных покрышек следует учитывать возможность латерального перехода их в коллекторы или локальные покрышки. Такие участки следует выделять при районировании территории по соотношению толщины ложных покрышек и высот локальных поднятий. Из отношения Нп/Тлп >1 следует, что чем больше высота структуры превышает толщину ложной покрышки на участке крити­ческой седловины, тем больше будет высота (и, следователь­но, объем) ловушки и тем вероятнее открытие в ней крупной залежи УВ.

Выделение ловушек среди подготовленных к буре­нию локальных поднятий.

Задача решается на основе анализа условий, необходимых для наличия на локальном поднятии ловушки, то есть соблю­дения правила: Нл > Тлп.

При наличии достоверной структурной карты локального поднятия по кровле продуктивного горизонта участок крити­ческой седловины определяется положением наиболее высокой седловины по подошве истинной покрышки (см. рис. 3.4.9). При этом необходимо обязательно учитывать возможные из­менения толщины ложной покрышки в пределах анализируемой площади, нередко приводящие к несовпадению в плане участков критической седловины локального поднятия по кров­ле продуктивного горизонта и критической седловины ловушки выделенной с учетом толщины ложной покрышки.

Сравнение высоты поднятия, определенной по структур­ной карте кровли продуктивного горизонта, с рассчитанной толщиной ложной покрышки на участке критической седлови­ны по подошве истинной покрышки, позволяет однозначно определять наличие или отсутствие на площади ловушки. Ес­ли высота поднятия меньше толщины ложной покрышки, то есть Нп < Тлп, ловушка отсутствует и залежи УВ на этом поднятии не будет. Если высота поднятия больше толщины ложной покрышки, то есть Нп > Тлп, ловушка имеется.

Аналогичным образом решается данная задача и в слу­чае, когда несколько небольших куполовидных поднятий ос­ложняют единое, более крупное поднятие. В этом случае кри­тической седловиной обычно является участок замыкания под­нятия со стороны общего регионального подъема отложений.

Более сложно решается задача при наличии на локаль­ном поднятии тектонического нарушения, ибо на многочислен­ных примерах установлено, что тектонические нарушения и при сохранении целостности истинной покрышки значительно влияют на размеры и формы ловушек, а иногда и на само их существование. Ловушка может полностью расформироваться даже тогда, когда тектоническое нарушение образуется за ее пределами. До введения понятия о ложной покрышке такие случаи представлялись бы невозможными.

При наличии на поднятии тектонического нарушения для определения положения критической седловины и высоты ло­вушки необходимо учитывать положение тектонического нарушения, его поднятого и опущенного крыльев, амплитуду сме­щения пород по плоскости нарушения и рассчитывать по дан­ным бурения на смежных площадях (если нет скважины на анализируемой площади) с какими породами по плоскости на­рушения входят в контакт пласты-коллекторы, ложные по­крышки и истинные покрышки.

В тех случаях, когда на анализируемом объекте толщи­на ложной покрышки неизвестна, она может быть принята по аналогии на основе данных бурения по соседним площадям или исходя из установленных общих закономерностей изменения ее мощности в районе. Но в этом случае определенный вы­вод о наличии или отсутствии ловушки может быть сделан лишь при условии значительной разницы между значением вы­соты структуры и предполагаемой толщиной ложной покрыш­ки. Разница эта должна превышать значения возможной ошиб­ки высотной привязки маркирующего горизонта и возможные погрешности в оценке толщины ложной покрышки. Если эти условия не могут быть соблюдены, то однозначно вопрос о наличии или отсутствии ловушки не решается.

Определение высоты ловушки (залежи) и положе­ния газоводяного и водонефтяного контактов, площади ловушки и возможной площа­ди залежи.

При наличии структурных карт по подошве истинной по­крышки и кровле пласта коллектора высота ловушки опреде­ляется по разности абсолютных отметок кровли коллектора в своде поднятия и подошвы истинной покрышки на участке кри­тической седловины. Если имеется структурная карта только по одной из указанных поверхностей, то высота ловушки рас­считывается по формуле Нл = Нп-Тлп.

Определение высоты ловушки является, по существу, определением возможной высоты залежи, так как установле­но, что в нефтегазосодержащих комплексах ловушки, выделяе­мые с учетом толщины ложной покрышки, заполнены УВ пол­ностью. Отсюда следует, что отметка нижней замкнутой го­ризонтали на карте локального поднятия по подошве истинной покрышки и является возможной отметкой ГВК (ВНК).

Определение возможной площади залежи решается на основе структурных карт по подошве истинной покрышки или по кровле продуктивного го­ризонта путем графического расчета площади ловушки на уровне предполагаемого ГВК (ВНК). Для этого в масштабе структурной карты строится геологический профиль по двум поверхностям: кровле пласта-коллектора и подошве истинной покрышки. По этому профилю определяется положение ГВК (ВНК) и точки пересечения его плоскости с поверхностью пласта-коллектора сносятся на структурную карту (рис. 3.4.13).

Рис. 3.4.13.Определение возможной площади залежи на структурной карте по кровле пласта-коллектора (продуктивного горизонта)

1 - изогипсы кровли продуктивного горизонта; 2 - положение подошвы истинной покрышки с учетом толщины ложной покрышки (Тлп); 3- положение контакта газ (нефть) – вода; 4 – точка пересечения плоскости контакта газ ( нефть) - вода с кровлей пласта-коллектора; 5 - возможная площадь залежи УВ.

Дата добавления: 2015-07-16