7.1 Классификация флюидоупоров по литологическому составу, экранирующим свойствам, площади распространения

Среди природных покрышек нефти и газа наиболее распространены три основных типа:

1 – покрышки глинистого состава, представляющие собой чередование глин, иногда – аргиллитов и мергелей. Экранирующие свойства глин обусловлены чрезвычайно малыми размерами пор, насыщенностью пор водой, удерживающейся силами адсорбции и капиллярными силами, достигающими значительных величин и практически непреодолимыми. Нарушение непроницаемости глинистых пород восстанавливается за счет их уплотнения и сохраняющейся пластичности. Поэтому лучшими покрышками среди глинистых пород являются глины монтморрилонитового состава как наиболее влагоемкие и пластичные;

2 – покрышки, сложенные эвапоритами: гипсом, ангидритом, каменной солью. Общей особенностью этих пород является повышенная пластичность при повышенных давлениях и температурах и способность к быстрой перекристаллизации, также способствующей залечиванию образующихся пустот (трещин). Эти свойства лучше всего проявляются в толщах каменной соли, которая формирует лучшие природные покрышки не только среди эвапоритовых пород, но и среди любых других;

3 – плотностные покрышки: плотные известняки, часто окремнелые, плотные окварцованные песчаники и алевролиты.

И.О. Брод предложил разделять покрышки по площади их распространения:

1 – региональные покрышки – распространены в пределах бассейнов нефтегазонакопления или значительной их части, характеризуются значительной толщиной (майкопская глинистая толща в Предкавказье, глины нижнего мела в Восточном Предкавказье);

2 – зональные покрышки – распространены в пределах зоны нефтегазонакопления (титонские эвапориты Восточно-Кубанского прогиба, Терско-Сунженской зоны нефтегазообразования);

- локальные покрышки – проявляют экранирующие свойства в пределах одной залежи или одного месторождения. Плотностные покрышки обычно бывают локальными.

7.2 Особенности порового пространства глинистых пород и их экранирующие свойства

Размер поровых каналов в глинистых породах составляет 0,1-0,01 мк и менее. Вода, заполняющая систему таких каналов, находится в них в связанном виде, удерживается молекулярно-поверхностными силами и силами капиллярного давления. Связанная вода (пристенные слои), благодаря молекулярно-поверхностным силам обладает аномальными свойствами. Рядом исследователей доказана повышенная вязкость такой гидратной оболочки вокруг глинистых частиц, делающая практически невозможным движение воды в поровых каналах.

Так же как и в породах-коллекторах, проницаемость глинистых пород находится в непосредственной зависимости от структуры порового пространства, причем величина проницаемост в значительной мере определяется наличием пор наибольших диаметров.

Геометрия порового пространства глин-покрышек изучалась методом ртутной порометрии при давлении до 100 МПа. Крупные поры (0,2-2 мк и выше в диаметре) обычно содержатся в количестве, не превышающем одного процента, редко – несколько больше. В то же время, доля их участия в создании проницаемости составляет 40-70 %.

Алевритовая примесь, весьма частая в глинистых породах, по мере увеличения ее содержания резко ухудшает экранирующие свойства глинистых покрышек.

По экранирующим способностям глинистые покрышки делят на 5 групп (А, B, C, D, E).

Группа А характеризуется весьма высокими экранирующими способностями, группа Е – низкими.