Породы покрышки и их роль в формировании и скоплении углеводородов

Одно из условий формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа в земной коре – наличие в разрезе пород-покрышек (флюидоупоров), т.е. таких пород, которые практически непроницаемы. Только чередование в разрезе пород-коллекто-ров и флюидоупоров, наряду с другими факторами, создает оп-тимальные условия для образования промышленных скоплений УВ. Так, например, Апшеронский и Таманский полуострова, расположенные соответственно на юго-восточном и северо-за-падном погружениях Большого Кавказа, обнаруживают много общего в истории геологического развития. Как на Апшерон-ском, так и на Таманском полуострове развиты отложения неогена, слагающие диапировые структуры, осложненные грязе-выми вулканами. Однако, несмотря на сходство геологического строения, эти регионы резко различаются по нефтегазонос-ности: если на Апшероне смогли сформироваться местоскоп-ления нефти и газоконденсата, то на Таманском полуострове значительных, промышленных скоплений УВ до сих пор не обнаружено. Одной из главных причин этого является тот факт, что на Апшероне при прочих равных условиях имеет место чередование пород-коллекторов с хорошими емкостно-фильтрационными свойствами и флюидоупоров, в то время как на Таманском полуострове разрез сложен преимущественно глинисто-мергельными глубоководными отложениями без зна-чительных прослоев пород-коллекторов.

Флюидоупоры различаются по характеру распространения (протяженности), по мощности, литологическим особенностям, степени нарушенности сплошности, минеральному составу и т.д. Этими же факторами определяются их экранирующие свойства[3].

Наиболее надежными флюидоупорами являются глинистые толщи и эвапориты (соль, гипс, ангидрит). Трещиноватость, присутствие прослоев песчаников, алевролитов ухудшают ка-чество и надежность покрышек. Среди глинистых покрышек относительно хорошими флюидоупорами являются монтморил-лонитовые разности, которые при наличии влаги разбухают и совершенно теряют фильтрационные свойства. Ангидриты бо-лее хрупки по сравнению с солью и не всегда являются надеж-ными флюидоупорами. Пластичная соль обладает лучшими экранирующими свойствами. Кроме глин и эвапоритовых отло-жений флюидоупорами могут быть мергель, плотные окремне-лые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты и дру-гие породы. Однако ангидриты и плотные аргиллиты при возникновении в них трещиноватости теряют свойства флюидо-упоров и становятся частично коллекторами (как, например, аргиллиты баженовской свиты Западной Сибири, стрыйская серия Карпат, нижнепермские ангидриты Шебелинского местоскопления и др.).

Предположение некоторых исследователей, что глины на больших глубинах теряют свойства флюидоупоров (перестают быть покрышками), по-видимому, не соответствует действи-тельности. Это предположение, возможно, справедливо в отно-шении глинистых сланцев, которые в ряде случаев на значительных глубинах действительно приобретают трещиноватость и перестают быть флюидоупорами.

Среди эвапоритовых отложений наиболее надежными флюи-доупорами являются соленосные толщи, особенно на больших глубинах, где они приобретают повышенную пластичность. Од-ним из факторов, обусловливающих формирование ряда круп-нейших местоскоплений мира, является наличие соленосны.; флюидоупоров (Хасси-Р'Мель, Хасси-Месауд в Алжире, Шебе-линка и др.).

На основе анализа строения и распространенности слабо-проницаемых пород на примере эпипалеозойских платформ СССР и сопредельных регионов Э. А. Бакиров (1969 г.) пред-ложил классификацию флюидоупоров (покрышек) с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. По вы-держанности флюидоупоров в пределах нефтегазоносных про-винций и нефтегазоносных областей, зон нефтегазонакопления и местоскоплений нефти и газа Э. А. Бакиров выделил регио-нальные, субрегиональные, зональные и локальные флюидо-упоры[4].

К региональным флюидоупорам относятся толщи по-род, лишенные практически проницаемости и распространен-ные на всей территории провинции или на значительной ее части — области. Примером могут служить майкопские отло-жения (олигоцен — нижний миоцен), которые развиты на всей территории Предкавказья и альпийских передовых прогибов, а также глинистые отложения альба, широко распространен-ные в пределах Скифской и Туранской плит Западно-Сибир-ской нефтегазоносной провинции.

Субрегиональные флюидоупоры — это толщи практи-чески непроницаемых пород, распространенных в пределах крупных тектонических элементов первого порядка, к которым приурочены нефтегазоносные области. Например, соленосные отложения верхней юры Восточно-Кубанской впадины (Скиф-ская плита) и Амударьинской и Мургабской впадин (Туранская плита) или туронские глины в Западно-Сибирской провинции.

К зональным флюидоупорам относят непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью терри-тории нефтегазоносной области, приуроченной к структурным элементам второго порядка (валообразным поднятиям или к тектоническим блокам, объединяющим несколько локальных структур). В качестве примера зонального флюидоупора можно привести альбские глинистые отложения востока Туранской плиты.

Локальные флюидоупоры распространены в пределах одного или нескольких близко расположенных местоскоплений и не выходят за пределы зоны нефтегазонакопления. Как пра-вило, их площадь распространения контролируется локальной структурой, они способствуют формированию и сохранению в ее пределах залежей нефти и газа.

Кроме того, Э. А. Бакировым по соотношению флюидоупо-ров с этажами нефтегазоносности были выделены:

межэтажные толщи-покрышки, перекрывающие этаж нефте-газоносности в моноэтажных местоскоплениях или разделяю-щие их в полиэтажных местоскоплениях;

внутриэтажные, разделяющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности.

По экранирующей способности (в зависимости от прони-цаемости и давления прорыва газа) А. А. Ханин разделил по-крышки на пять групп (табл. 2)[5].

Характер изменения структуры порового пространства и проницаемость, а следовательно, экранирующая способность флюидоупоров в значительной мере обусловлены изменением плотности пород, которая прежде всего зависит от минераль-ного состава и глубины залегания. Одновозрастные глинистые отложения, перекрывающие одни и те же продуктивные ком-плексы, но залегающие на разных гипсометрических уровнях, имеют различные плотность и удерживающую способность.

Таблица 2

ГРУППЫ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД ПО ЭКРАНИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

(по А. А. Ханину, 1969 г.)