Тектоническое строение платформы
Общие черты земной поверхности определяются особенностями тектонического строения, воспроизведенной на соответствующей карте. Территория Украины находится в пределах 3-х крупных тектонических структур, различных по возрасту и строению:
1) Восточно древней (докембрийской) платформы
2) Скифской молодой (епигерцинськои) платформы
3) Cкладчастого пояса Карпат и Крыма, представляющий собой часть Альпийско-Гималайского пояса Евразии и образовался во время альпийской эпохи горообразования в кайнозойскую эру
Различным тектоническим структурам на местности соответствуют определенные формы рельефа. Геоструктурном осью всей Украине является украинский щит - кристаллический массив, которому соответствуют Приднепровская и Приазовская возвышенности. К западу от кристаллического щита расположена Волыно-Подольская плита - геоструктур, которой соответствуют Волынская и Подольская возвышенности. К востоку и югу от Украинского щита лежат Днепровско-Донецкая и Причерноморская впадины. Двум последним соответствуют Приднепровская и Причерноморская низменности
Тектонические структуры - закономерно повторяющиеся формы залегания горных пород. Тектонические структуры образуются в результате внутренних процессов, происходящих в твердых геосферах Земли: тектонических движений, прорывов магмы и т.п.
Различают:
- простейшие тектонические структуры: складки, трещины, сбросы, лакколиты и др.; и
- глубинные тектонические структуры, достигающие верхних слоев мантии Земли: платформы, геосинклинали, островные дуги, глубинные разломы и др.
Различают элементарные структурные формы (слои, складки, трещины, разрывные нарушения — сбросы, сдвиги, надвиги, шарьяжи) и Тектонические структуры магматических тел (дайки, силлы, лакколиты, батолиты и др.), которые, в свою очередь, могут обладать структурными чертами меньших размеров, вплоть до образования Тектонические структуры микроскопических размеров.
Закономерные комплексы элементарных структурных форм образуют Тектонические структуры более крупных порядков, например складки группируются в сложные структурные формы — антиклинории, синклинории, которые, в свою очередь, формируют складчатые системы; на платформах выделяются синеклизы, аятеклизы, авлакогены. Наиболее крупные Тектонические структуры земной коры уходят корнями в верхнюю мантию и называются глубинными структурами; к числу важнейших из них относятся континентальные и океанические платформы (плиты).
океанические, геосинклинальные и орогенные подвижные пояса (см. Геосинклинальная система, Ороген), в свою очередь слагающие континент, и океанические сегменты литосферы, а также глубинные разломы и рифты. Глубинные структуры, развитие которых протекает главным образом в земной коре, называются коровыми структурами. Образование Тектонические структуры происходит под влиянием движений, имеющих определённую направленность и историю (кинематику) развития (см. Тектонические движения), и сил, вызывающих тектонические деформации и отражающих динамику процесса.
Элементарные Тектонические структуры представляют предмет изучения структурной геологии. Микроскопия. Тектонические структуры магматических тел изучаются методами микроструктурного анализа. Комплексы элементарных Тектонические структуры крупного масштаба исследуются геотектоникой.
ОСАДОЧНЫЙ ЧЕХОЛ — верхний структурный ярус платформы, сложенный обычно неметаморфизованными осадочными горными породами. Магматические образования, как правило, представлены породами трапповой формации. В основании осадочного чехла иногда присутствуют кислые вулканические образования.
Отложения осадочных чехлов характеризуются пологим залеганием и небольшой мощностью; они сравнительно медленно изменяют свою мощность и фации по площади и осложнены лишь пологими структурами платформенного типа. От нижнего структурного яруса (фундамента платформы) осадочный чехол обычно отделён поверхностью резкого регионального несогласия. Нередко между фундаментом и чехлом располагаются отложения промежуточного яруса, что особенно свойственно молодым платформам. В этом случае граница, разделяющая породы осадочного чехла от подстилающих образований, становится менее отчётливой. На древних платформах под плитным чехлом часто встречаются авлакогены
— грабены, наложенные на фундамент. Сходные грабены входят в состав промежуточного яруса молодых платформ.
Нефтяная геология.
Нефть и её свойства.
Бурный научно-технический прогресс и высокие темпы развития различных
отраслей науки и мирового хозяйства в XIX – XX вв. привели к резкому
увеличению потребления различных полезных ископаемых, особое место среди
которых заняла нефть.
Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры.
Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали
асфальт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы
использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в
состав «греческого огня». В средние века нефть использовалась для освещения
в ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии и др. В начале XIX в. в
России, а в середине XIX в. в Америке из нефти путем возгонки был получен
керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX в. нефть добывалась в
небольших количествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее
на поверхность. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового
двигателя привело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности.
Нефть – это маслянистая горючая жидкость, обладающая специфическим
запахом, обычно коричневого цвета с зеленоватым или другим оттенком,
иногда почти черная, очень редко бесцветная.
ХИМИЧЕСКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ И СОЕДИНЕНИЯ В НЕФТЯХ
Нефти состоят главным образом из углерода – 79,5 – 87,5 % и водорода –
11,0 – 14,5 % от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три
элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5
– 8 %. В незначительных концентрациях в нефтях встречаются элементы:
ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец,
хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий и др. Их общее содержание не
превышает 0,02 – 0,03 % от массы нефти. Указанные элементы образуют
органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти.
Кислород и азот находятся в нефтях только в связанном состоянии. Сера может
встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.
Углеводородные соединения
В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений.
Нефть в природных условиях состоит из смеси метановых, нафтеновых и
ароматических углеводородов. По углеводородному составу все нефти
подразделяются на: 1) метаново-нафтеновые, 2) нафтеново-метановые, 3)
ароматическо-нафтеновые, 4) нафтеново-ароматические, 5) ароматическо-
метановые, 6) метаново-ароматические и 7) метаново-ароматическо-нафтеновые.
Первым в этой классификации ставится название углеводорода, содержание
которого в составе нефти меньше.
В нефти также содержится некоторое количество твердых и газообразных
растворенных углеводородов. Количество природного газа в кубометрах,
растворенного в 1 т нефти в пластовых условиях, называется газовым
фактором.
В нефтяных (попутных) газах кроме метана и его газообразных гомологов
содержатся пары пентана, гексана и гептана.
Гетеросоединения
Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют химические соединения
других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу
гетеросоединений (греч. «гетерос» – другой).
В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых
к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и
кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых
соединений – меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С
металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В нефтях
меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным
радикалам присоединена группа SH.
Меркаптаны разъедают трубы и другое металлическое оборудование буровых
установок.
Главную массу неуглеводородных соединений в нефтях составляют асфальтово-
смолистые компоненты. Это темно-окрашенные вещества, содержащие помимо
углерода и водорода кислород, азот и серу. Они представлены смолами и
асфальтенами. Смолистые вещества заключают около 93% кислорода в нефтях.
Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе
нафтеновых кислот (около 6%) – [pic], фенолов (не более 1%) – [pic], а
также жирных кислот и их производных – [pic](Р). Содержание азота в нефтях
не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в
нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов – 16%.
Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они
сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениями элементов. Они
отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы
растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы
в метановых углеводородах, частично растворимы в нафтеновых и лучше
растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы содержатся в малых
количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.
ПРОИЗВОДНЫЕ НЕФТЕЙ
В 1888 г. предложено называть все горючие ископаемые каустобиолитами.
Они подразделяются на две группы: угли и битумы. К битумам (лат. “битумен”
– смола) отнесли нефть и горючие газы, а также твердые вещества,
родственные нефтям. При классификации производных нефти выделяют две ветви.
Одна из них объединяет последовательные продукты изменения нефтей с
нафтеновым основанием – минералы асфальтового ряда. Ко второй ветви
относятся продукты изменения нефтей с парафиновым основанием – минералы
парафинового ряда.
Продукты изменения нефтей с нафтеновым основанием подразделяют на три
группы: группу асфальтов, группу асфальтитов и группу керитов. К первой
группе относятся мальты и асфальты. Мальты – это черные, очень густые
смолистые нефти. Они богаты серой и кислородом. Асфальты представляют собой
буро-черные или черные вязкие, слегка эластичные или твердые аморфные
вещества. Асфальтиты отличаются от асфальтов большей твердостью, хрупкостью
и большей обогащенностью смолисто-асфальтовыми компонентами. Мальты,
асфальты и асфальтиты полностью растворяются в органических растворителях.
В отличие от них кериты (нефтяные угли) не плавятся и не растворяются в
органических растворителях.
Основными продуктами изменения нефтей с парафиновым основанием являются
озокериты. Это – воскообразные вещества плотностью меньше единицы. Они
хорошо растворяются в бензине, бензоле, скипидаре и сероуглероде. Они легко
воспламеняются и горят ярким коптящим пламенем. Озокерит – это смесь
алканов от [pic] до [pic]. Вторичные компоненты представлены маслами,
смолами и асфальтенами.
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
Главнейшим свойством нефти, принесшим им мировую славу исключительных
энергоносителей, является их способность выделять при сгорании значительное
количество теплоты. Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех
видов топлив теплотой сгорания. Теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина
– 42 МДж/кг. Важным показателем для нефти является температура кипения,
которая зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и
колеблется от 50 до 550°С.
Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и
переходит в газообразное состояние. Различные компоненты нефти переходят в
газообразное состояние при различной температуре. Так, температура кипения
метана –161,5°С, этана –88°С, бутана 0,5°С, пентана 36,1°С. Легкие нефти
кипят при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.
Различие температур кипения углеводородов используется для разделения
нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180–200°С выкипают
углеводороды бензиновой фракции, при 200–250°С – лигроиновой, при 250–315°С
– керосиново-газойлевой и при 315–350°С – масляной. Остаток представлен
гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды,
содержащие 6–10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из
углеводородов с [pic], газойлевая – [pic] и т.д.
Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3
нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет
выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные
углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по
плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности
воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной
плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до
0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В
тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти
зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем
темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При
добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и
кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее
сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких
нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей
транспортировке тяжелые нефти подогревают.
ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПЦИИ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТЕЙ
Существуют две теории происхождения нефти: биогенная и абиогенная.
Сторонники первой – органики – считают, что нефть образовалась в осадочном
чехле земной коры в результате глубокого преобразования животных и
растительных организмов, живших миллионы лет назад. Другие – неорганики –
доказывают, что нефть образовались в мантии земли неорганическим путем.
Ответ на этот вопрос даст ответ на другой вопрос: в каких конкретных точках
образуется нефть?
ОРГАНИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ
Органическая концепция начинает развиваться после создания работы М. В.
Ломоносова о нефти. Он писал: «Увериться можем о происхождении сих горючих
подземных материй из растущих вещей их легкостью». Сторонники органической
концепции также спорили о том, что явилось исходным веществом для нефти:
растения или животные? Победили те, кто утверждал: и растения, и животные.
Другим предметом спора было место залегания нефти. Одни ученые считали, что
нефть залегает там же, где и образовалась, другие, что нефть образовалась в
одном месте, а скопилась в другом. Победила вторая точка зрения.
Органическая концепция в своем развитии опирается на геологические
наблюдения. Так, 99,9% известных скоплений нефти приурочено к осадочным
толщам. Поэтому ученые считают, что нефть является продуктом процесса
осадонакопления. Было установлено, что залежи нефти находятся в линзах
проницаемых пород, окруженных непроницаемыми породами.
Интересными оказались результаты исследования осадочных пород. Так, в
глине в 2–4 раза больше органического вещества, чем в песке. Данное
органическое вещество (ОВ) подразделяется на три фракции: битумоиды,
гуминовые кислоты и кероген. Битумоиды сходны по составу с нефтями в
залежах. Они составляют до 10–15 % ОВ. Битумоиды на 5–55 % состоят из
углеводородов. Поэтому чем больше углеводородов в осадке, тем богаче эти
породы битумоидами. ОВ состоит на 15–20 % из гуминовых кислот.
Нерастворимое осадочное органическое вещество называется керогеном. Кероген
сходен по составу с бурым углем. ОВ состоит на 70–80 % из него.
Битумоиды рассеянного ОВ подобны липоидам – жирам, состоящим из длинным
углеродных цепей. Отсюда сделан вывод: липоиды, синтезируемые организмами,
являются источником битумоидов в осадках. В настоящее время можно считать
доказанной возможность образования углеводородов из липоидов, белков и
углеводов. Липоиды по своему химическому составу стоят ближе всего к
соединениям, входящим в состав нефти. Некоторые ученые полагают, что уже
само механическое накопление углеводородов, попадающих из живого вещества в
осадок, может привести к образованию нефти. На процесс происхождения нефти
также влияют горные породы. Так, алюмосиликаты, из которых состоит глина,
являются катализаторами в процессе образования нефти. И именно в глинистых
породах происходит преобразование рассеянного ОВ.
С позиций современной органической позиции нефть образуется следующим
образом.
Моря и озера населены планктоном. После его отмирания остатки растений и
животных организмов падают на дно, образуя толстый слой ила. После этого
начинается биохимическая стадия образования нефти. Микроорганизмы при
ограниченном доступе кислорода перерабатывают белки, углеводы и т.д. При
ютом образуются метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная
стадия происходит в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок
уплотняется: происходит диагенез. Начинаются химические реакции между
веществами под действием температуры и давления. Сложные вещества
разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. С
увеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до
1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5–8,5 км идет образование
жидких углеводородов – микронефти – при температуре от 60 до 160°С. А на
больших глубинах при температуре 150 –200°С образуется метан. По мере
уплотнения илов микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс
первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть
перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является
периодом формирования самого месторождения.
НЕОРГАНИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ
Существует несколько вариантов концепции неорганического происхождения
нефти.
Наиболее последовательной является минеральная (карбидная) гипотеза
Менделеева. Менделеев доказывает, что при образовании нефти главным
остатком разложения является уголь, а в Пенсильвании и Канаде нефть
встречается в девонских и силурийских пластах, угля не заключающих. Из
животного жира нефть также не могла произойти, так как они бы дали много
азотистых соединений, которых мало в нефти. Причем запасы нефти огромны, и
для их образования потребовалось бы много жиров. Менделеев полагает, что
вода, проникая глубоко в землю и встречая там углеродистое железо,
реагирует с ним и дает окислы и углеводороды (пары нефти). Они поднимались
до холодных слоев и давали нефть и, если не было бы препятствий,
поднимались бы на поверхность. Сторонники органической концепции признают,
что Менделеевым «впервые серьезно и научно был поставлен вопрос о генезисе
нефти».
В 1950 г. профессор Кудрявцев выдвинул магматическую гипотезу
образования нефти. Кудрявцев считает, что в мантии Земли при высокой
температуре образуются углеводородные радикалы СН, СН2 и СН3. Вследствие
перепада давления они перемещаются ближе к земной поверхности. В результате
понижения температуры радикалы реагируют между собой и с водородом, образуя
большое количество простых и сложных углеводородов. К ним примешиваются
углеводороды, полученные из окиси углерода и водорода. Дальнейшее движение
углеводородов, обусловленное огромным перепадом давлений и разностью
давлений нефти и воды, происходит по заполненным водой трещинам и приводит
их на поверхность или в ловушки (часть природного резервуара, в которой
может установиться равновесие между газом, нефтью и водой).
Существует и космическая гипотеза неорганического происхождения нефти.
Согласно данной гипотезе, Земля при остывании и формировании ее как планеты
захватила водород из первичной газовой материи. Этот водород, перемещаясь
по глубинным разломам на поверхность, вступает в реакцию с углеродом жидкой
магмы и образует нефтяные углеводороды.
Неорганическая концепция, так же как и органическая, опирается на
наблюдения. Так, известно около 30 залежей нефти, приуроченных к
изверженным и метаморфическим породам. Подсчитано, что ежегодно вулканы
выбрасывают около 3,3Ч105 т углеводородов.
Для доказательства карбидной теории на чугун действовали соляной и
серной кислотами, и был получен водород и смесь углеводородов, имеющих
запах нефти.
Коллекторы и покрышки.
Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.
Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т. е. системой пустот — пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т. е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость.
Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные ( 0,2 мкм.
Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор К к объему образца породы V2:kn = Vi \V%. При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость - объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры.
Коэффициент эффективной пористости неф-тесодержащей породы kn. равен отношению объема пор V., через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления, к объему образца породы, коэффициент пористости обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64 %, а по вершинам тетраэдра - 25,95 %, независимо от размера шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства. Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40 %, например для газоносных алевролитов (алевритов) место-скоплений Ставрополья его значения составляют 30-40 %. Наиболее распространенные значения к нефтеносных песчаников Русской платформы 17-24%.
Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных. Проницаемость - важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать жидкость и газ. За единицу проницаемости (1 мкм ) принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа с составляет 1 м3/с. Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне - от 0,05 до 3 мкм2, трещиноватых известняков - от 0,005 до 0,02 мкм2. Она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород. Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на незначительных расстояниях в одном и том же пласте.
Даже в пределах небольшого образца породы размеры пор сильно различаются. Характер строения и размер пор оказывают большое влияние на движение жидкостей и газа в нефтяном пласте и на величину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субкапиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмолекулярное притяжение настолько велико, что для перемещения жидкости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связанной воды.
Эта вода почти полностью закрывает просветы субкапиллярных поровых каналов. Породы с такими порами характеризуются проницаемостью менее 0,001 мкм2 и не имеют практического значения. При разработке месторождений применяют методы искусственного увеличения пористости и проницаемости путем гидроразрыва пласта и воздействия на него соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин. Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П. П. Авдусин и М. А. Цветкова выделяют пять их классов по величине эффективной пористости, %: А - 20, В - 15-12, С - 10-15, D-5-10, Е - 5. Каждый из указанных классов в свою очередь подразделяется' На три группы по скорости движения фильтрата через породу.
В последнее время широко применяется классификация песчано-алевролитовых коллекторов, предложенная А. А. Ханиным. Согласно этой классификации выделяются шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости. Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по данным испытания скважин на приток. Породы-флюидоупоры (покрышки).
Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохо проницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью.
Обычно они прослеживаются в пределах отдельных регионов, таких, как Волго-Уральская, Западно- Сибирская провинции и т. д. Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах местоскопления), которые обусловливают сохранность отдельных залежей. Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды. Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.
Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью. Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих, их минеральных частиц, химического состава и способности к ионному обмену этих частиц. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности.
Ангидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами. Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. В. П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами.