2. Покрышки

Покрышки – породы-флюидоупоры, которые обеспечивают сохранность залежей нефти и газа. Непроницаемый слой, перекрывающий коллектор (проницаемый слой), называется покрышкой. Покрышка препятствует миграции нефти и газа по вертикали и по горизонтали (латерали). Главное условие для сохранности залежи нефти и/или газа – наличие покрышки, то есть такого литологического тела (пласта, пачки, толщи), которое непосредственно препятствует фильтрации флюидов (газа, нефти, воды) из породы-коллектора и являетсяфлюидоупором. Качество покрышек зависит от трещинной проницаемости.

Проницаемостьпород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу. Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевыетолщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и глинистых пород. Соли являются идеальным флюидоупором; 35% месторождений газа имеют солевые экраны. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже из-за развития в них трещиноватости. Непроницаемость солевых покрышек снижается при наличии терригенных прослоев.

Глинистые покрышки- наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости. В этом случае размеры пор весьма мелкие - субкапиллярные, а капиллярные силы сцепления флюида с породой весьма велики [11, 14, 53].

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости - т.е. к снижению экранирующих свойств породы (бажениты). Иногда в качестве экрана выступают карбонатные толщи. В заполярной части Западной Сибири известны покрышки промышленных залежей УВ, образованные вполне пористыми породами, но поры заполнены льдом и газогидратами - криогенные покрышки. На глубинах от 4-5 км и свыше надежным экраном являются только солевые толщи.

4.3.Нефтегазоносные комплексы

Нефть и газ пространственно и генетически связаны с осадочно-породными бассейнами (ОПБ - НГБ). Состав и структура пород в НГБ разнообразны. Составными частями бассейнов являются НГК, которые отражают разные этапы развития и отличаются по составу пород, степени их преобразования и, как следствие, - характером нефтегазоносности.НГК – литологическое подразделение, состоящее из проницаемой и изолирующей толщ, представляющее относительно гидрогеологически замкнутую систему и содержащее УВ сходного состава и свойств.НГК образует пара – коллектор + покрышка (НГК = К+П).

Выделение НГК в осадочной толще НГБ обычно обусловлено двумя проблемами – неоднозначной трактовкой термина НГК и различными по форме и содержанию подходами к их обособлению в разрезе (табл. 10).

Комплексы могут соответствовать одновозрастным формациям, хотя прямой аналогии между теми и другими не существует, выделяться в разведанных бассейнах по изменению запасов и накопленной добыче. Исходя из ведущих критериев проведенного нефтегазогеологического расчленения разреза, эти подходы можно обозначить как структурно-вещественный, эпигенетический и количественно-нефтегеологический.

Таблица 10. Определения нефтегазоносного комплекса

№№ п.п.	Источник	Определение
1.	Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. – 679 с.: ил. C. 270-271.	Комплекс нефтегазоносный (НГК) – мощная толща осадочных пород, развитая в пределах большей части НГБ надрегионального (реже субглобального) порядка, характеризующаяся относительной гидродинамической изолированностью и единством условий формирования нефтяных и газовых месторождений. НГК состоит из проницаемой части, содержащей скопления УВ, и региональной покрышки, обеспечивающей относительную изолированность комплекса сверху. Снизу НГК изолируется региональной покрышкой нижележащего НГК или породами фундамента (промежуточного комплекса). Латеральная изолированность НГК значительно хуже. Лишь в зонах регионального выклинивания проницаемых тел при сохранении региональной покрышки существует относительная латеральная гидродинамическая изолированность НГК. Нефть и газа могут генерироваться в самом НГК или быть чуждыми ему. По этому признаку НГК подразделяются на первично- и вторично-нефтегазоносные .
2.	Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник /О.К.Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин; Под ред. Б.А.Соколова. – 2 –е изд., перераб. и доп. – М.: Изд. Моск. Ун-та, изд. Центр «Академия» – 2004.. – 415 с., ил. – (Классический университетский учебник). С. 229.	НГК – природные (материальные) системы, обладающие различными способностями прежде всего аккумулировать УВ, а иногда и генерировать их. Комплексы состоят из главных элементов: пород-коллекторов, слагающих природные резервуары, пород-флюидоупоров и (не всегда) нефтегазоматеринских пород. Иногда НГК отде-ляются друг от друга мощными толщами сла-бопроницаемых пород и представляют собой частично изолированнную, полузакрытую систему со своими внутренними связями, определяющими распределение давлений, перетоки флюидов и др. НГК, обладая определенными индивидуальными чертами, тем не менее взаимодействуют и оказывают сильное влияние друг на друга, они являются частями единого бассейна как природной системы.
3.	Хайн Норман Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти /Пер. с англ. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. – 752 с.: ил. С. 587.	Нефтеносный комплекс (play) – комбинация ловушки, породы-коллектора и перекрывающей породы, содержащая промышленные запасы нефти.