Класифікація порід-покришок за екранувальною здатністю

Група	Екрану-вальна здатність	Абсолютна проникність по газу / тиск прориву газу
		мД/МПа	м2/МПа
А	Дуже висока	10-6/12	10-21/12
В	Висока	10-5/8	10-20/8
С	Середня	10-4/5,5	10-19/5,5
Д	Понижена	10-3/3,3	10-18/3,3
Е	Низька	10-2/<0,5	10-17/<0,5

Необхідно зазначити, що абсолютно непроникних для нафти і газу порід-покришок в природі не існує. В.П. Савченко на підставі експериментальних робіт виявив, що глиниста покришка утримує тільки такий поклад, надлишковий тиск в якому менше перепаду тисків, що зумовлюють початок фільтрації флюїдів через цю покришку.

У процесі буріння свердловин у нижніх частинах покришок з великою товщиною часто газокаротажем фіксуються зони з високою газонасиченістю (“псевдопоклад”), товщина яких досягає 150–200 м і більше.

Виявлення порід-покришок дає можливість більш повно виявити закономірності формування і розміщення скупчень нафти і газу в земній корі, що сприяє підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт.

Стратиграфічна приуроченість скупчень нафти і газу. Скупчення нафти і газу відомі у відкладах всіх великих стратиграфічних підрозділів, починаючи від докембрію і до верхнього міоцену включно (рис. 3.3).

Виділяється декілька максимумів розподілу покладів вуглеводнів у фанерозої. Для нафти і газу максимуми іноді дещо зміщуються, що пов’язано як з більшою рухомістю газу, так і з екранувальними властивостями порід-флюїдоупорів. У розподілі нафти намічається три головних максимуми: девонський в палеозої, юрсько-крейдовий у мезозої і неогеновий у кайнозої. Головним із них є юрсько-крейдовий максимум, з яким пов’язано близько 40 % запасів нафти і близько 56 % газу. Решта запасів нафти і газу майже порівну зосереджена у кайнозойських і палеозой-докембрійських відкладах.

Рис. 1.3 – Розподіл нафтогазоносності по стратиграфічному розрізу

(за О.К. Баженовою та ін.)

Головна відмінність розподілу покладів газу в палеозойському часі – зміщення їх запасів на рівень карбону і пермі. Це пояснюється наявністю потужних соленосних товщ, які є добрими флюїдоупорами, що утримують газ.

Аналіз знаходження відомих у світі скупчень нафти і газу показує, що:

– на давніх (докембрійських) платформах (Східноєвропейська, Сибірська) основні продуктивні горизонти мають палеозойський вік;

– на молодих (епігерцинських) платформах (Західносибірська, Туранська, Скіфська) основні продуктивні горизонти мають мезозойський вік;

– у периферійних частинах альпійської складчастої області і міжгірських западинах вік основних продуктивних горизонтів мезозойський і кайнозойський (Закавказький і Закарпатський міжгірські прогини, Зовнішня зона Передкарпатського прогину). Поклади нафти і газу відомі майже у всіх міжгірських западинах альпійської складчастої зони і практично відсутні в міжгірських западинах герцинського віку (Урал);

– у передгірських прогинах нафтогазоносність пов’язана з різновіковими формаціями (Передкарпатський, Передкавказький).

У деяких нафтогазоносних регіонах спостерігається стратиграфічна зональність у розподілі скупчень нафти або переважно газу. Так, наприклад, на Туранській плиті крейдові відклади є переважно газоносними, а юрські – переважно нафтоносними. На Західносибірській плиті нижньокрейдові відклади здебільшого нафтоносні, а верхньокрейдові – газоносні. Подібну зональність можна спостерігати і в ряді інших нафтогазоносних регіонах світу.

Щодо особливостей розподілу нафтогазоносності по стратиграфічних комплексах у нафтогазоносних регіонах України, то слід відзначити, що у Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній області промислова нафтогазоносність встановлена в широкому стратиграфічному діапазоні – від докембрійських порід фундаменту до відкладів мезозою. Значний і вертикальний діапазон поширення скупчень вуглеводнів – від 430 м (тріас) до 6300 м (верхній візе). З відкладами палеозою пов’язано більше 98 % початкових запасів нафти, газу і конденсату. Нижньопермсько-верхньокам’яновугільний комплекс є одним з основних у ДДЗ за прогнозними початковими потенційними ресурсами вуглеводнів – 35,4 %. У відкладах цього віку знаходиться майже 60 % розвіданих запасів, що переважно знаходяться під потужною нижньопермською соленосною товщею. Середньокам’яновугільнй нафтогазоносний комплекс значно бідніший за прогнозними початковими потенційними ресурсами вуглеводнів, а особливо за розвіданими запасами нафти і газу. Відклади нижнього карбону характеризуються регіональною нафтогазоносністю. Початкові потенційні ресурси в них становлять 51,3 % від загальних ресурсів западини, а розвідані запаси нафти, вільного газу і конденсату – 38,2 %.

У межах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, що є основною нафтогазоносною областю у Карпатському регіоні, розподіл запасів вуглеводнів в умовному паливі по розрізу має такий вигляд, %: 55 – у еоценових відкладах; 40 – у олігоценових (менілітова світа); 4 – у палеоценових; 1 – у крейдових відкладах. Найбільше газоподібних вуглеводнів вміщується в еоценових (89 %), а рідких – у олігоценових (56 %) відкладах.

У Причорноморсько-Кримському регіоні до основних нафтогазоносних і перспективних літолого-стратиграфічних комплексів відносяться (% від сумарних ресурсів): нижньокрейдовий (22,8), верхньокрейдовий (10,3), палеоцен-еоценовий (22,3), олігоцен-нижньоміоценовий (майкопський – 17,2) і середньоміоцен- пліоценовий (22,1).