2.Флюидоупоры и ложные покрышки. Основные факторы, определяющие экранирующие свойства флюидоупоров

Флюидоупоры – это непроницаемые породы, лежащие над коллекторами нефти или газа и препятствующие миграции УВ в верхние горизонты земной коры. Флюидоупоры, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, обычно называют покрышками.

Основными факторами, определяющими экранирующие свойства флюидоупоров, являются: проницаемость, литологические особенности, плотность, минеральный состав, характер распространения по площади, толщина и другие. По этим же признакам флюидоупоры и классифицируют.

По характеру распространения в ней выделяются региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры.

По отношению к этажам нефтегазоносности или нефтегазоносным комплексам выделяются межэтажные и внутриэтажные флюидоупоры. Межэтажные флюидоупоры имеют большую толщину и разделяют или перекрывают этажи нефтегазоносности. Внутриэтажные флюидоупоры имеют меньшую толщину и разделяют продуктивные пласты внутри этажа нефтегазоносности.

По литологическому составу выделяются однородные и неоднородные флюидоупоры. Однородные флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными и галогенными породами.

Неоднородные флюидоупоры делятся на неоднородные смешанные и неоднородные расслоенные. Неоднородные смешанные флюидоупоры состоят из пород различного литологического состава, например, песчано-глинистого, глинисто-карбонатного, терригенно-галогенного и другого, которые не имеют четко выраженной слоистости. Неоднородные расслоенные флюидоупоры состоят из чередующихся слоев различных пород.

Флюидоупорами являются глины, каменная соль, гипсы, ангидриты и некоторые разновидности карбонатных пород. Наиболее широко распространены глинистые флюидоупоры. Хорошими экранирующими свойствами обладает каменная соль, благодаря своей пластичности.

Основным объективным показателем флюидоупора является низкая проницаемость. Нижний предел проницаемости коллекторов равен 10^{-15 -}10^-16 м². В зависимости от проницаемости по газу А.А. Ханин разделил глинистые породы на пять групп, от весьма низкой, меньше 10^-17 м², до высокой, больше 10^-21 м².

В нефтегазоносных комплексах широко распространены породы, которые из-за малого объема пустотного пространства не могут быть коллекторами, но способны пропускать флюиды по сети трещин. Если такая порода залегает между коллектором с промышленной залежью УВ и флюидоупором, то её называют ложной покрышкой (Б.В. Филиппов, 1963). Высота залежи и соответственно уровень её газоводяного (водонефтяного) контакта в таких случаях контролируется кровлей ложной покрышки (рис. 14). Следовательно, эффективная высота залежи оказывается меньше на толщину ложной покрышки, поскольку в ложной покрышке УВ рассеиваются.

Рисунок 14 - Схема газовой залежи с ложной покрышкой:

1 – газовая залежь; 2 – ангидрит (ложная покрышка); 3 – соль; положение газоводяного контакта: 4 – ожидаемое, 5 – фактическое