Вопрос 23.Понятие о породах-флюидоупорах.Классификация флюидоупоров. Покрышка нефти и газа


Коллекторы и покрышки нефти и газа

    Коллекторы и покрышки нефти и газа [c.59]

    После этого определяют, какие из пород в недрах мог)т служить вместилищем—природными резервуарами лля нефти, газа и воды. Для этого необходимо изучить коллекторские свойства пород и условия их залегания. Над коллекторскими породами обязательно должна быть непроницаемая покрышка, состоящая из пластичных пород, лишенных трещин, иначе коллекторы не могут служить вместилищами для нефти и газа. Наконец, надо найти те места, где в природных резервуарах-могли образоваться ловушки для нефти и газа. Все эти вопросы разрешаются в процессе геологических исследований. [c.92]

    Уже в 1900 г. он пришел к выводу о том, что признаками существования нефтяных месторождений является наличие коллектора, покрышки и структуры. Это, по сути, стало основой теории и практики геологии нефти и газа на многие годы [2]. [c.72]

    Учебник состоит из двух частей. В первой части рассматриваются теоретические и практические положения геологии нефти и газа. Освещаются вопросы образования, миграции и аккумуляции УВ в земной коре (природные резервуары, породы-коллекторы и покрышки), а также закономерности пространственного размещения их скоплений. Во второй части излагаются вопросы геохимии нефти и газа, закономерности изменения их состава в различных геолого-геохимических условиях. [c.2]

    Наличие хороших коллекторов в разрезе отложений исследуемых территорий является первым признаком возможного нахождения нефти и газа. Однако этого ешё недостаточно. Для нахождения УВ в коллекторе необходимо их надёжное перекрытие плотными практически непроницаемыми породами, которые называются покрышками. [c.62]

    Коллекторы и залегающие непосредственно над ними породы-покрышки вместе формируют природные резервуары, т. е. природные ёмкости нефти и газа, принципиальные схемы которых рассмотрены в следующем разделе ( 2 Главы П1). [c.63]

    Нефть и газ аккумулируются в горных породах (коллекторах), образуя природные скопления — залежи. Под залежью понимается любое естественное скопление нефти или газа в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из слабопроницаемых пород. Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам - коллекторам с единой гидродинамической системой. [c.145]

    В недрах земли нефть находится в смеси с газами и водой залегает в так называемых коллекторах — горных породах, обладающих способностью вмещать флюиды (нефть, газ и воду). Как правило, это осадочные породы — пески, алевриты, песчаники, алевролиты, некоторые глины, известняки, доломиты и т. п., характеризующиеся определенной емкостью (пористостью) и проницаемостью. Породы-коллекторы перекрываются породами-флюидо-упорами (покрышками) — глинами, гипсами, некоторыми разновидностями карбонатных пород и другими, в результате чего образуются естественные вместилища для нефти, газа и воды, называемые природными резервуарами. В резервуарах флюиды могут перемещаться, причем нефть стремится занять верхнее положение, оттеснив воду. [c.7]

    Коллекторы и покрышки нефти и газа входят в состав регионально нефтегазоносных комплексов (РНГК), которые по А. А. Бакирову (1959) представляют собой определённые литолого-стра-тиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий. [c.63]

    На стадии поиска местоскоплений (залежей) основной целью является открытие скоплениГ1 УВ открытие местоскопления или выявление новых залежей в неизученной части разреза в пределах местоскоплений, находящихся в разведке. В комплекс задач, решаемых на данной стадии, входят выявление продуктивных пластов-коллекторов, перекрытых непроницаемыми слоями (покрышками) определение параметров пластов опробование и испытание продуктивных горизонтов и скважин получение промышленных притоков нефти и газа определение коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств флюидов (нефти, газа, конденсата, воды) оценка запасов УВ открытых залежей выбор объектов для проведения детализационных и оценочных работ. [c.109]

    Прежде всего миграционные процессы следует разделить по времени их проявления. Здесь следует различать миграцию первичную и вторичную. Как уже было сказано, под первичной миграцией подразумевается перемещение УВ из нефтегазоматеринских свит в породы-коллекторы. После того, как произойдет отжатие УВ в проницаемые породы, начинается вторичная миграция УВ, т. е. перемещение нефти и газа по резервуару (внутрирезервуарная или латеральная миграция), по разрывным нарушениям, трещинам или через слабопроницаемые покрышки перпендикулярно к напластованию слоев и т. д. (внерезервуарная миграция). [c.143]

    Условия формирования залежей во многом определяются распределением в разрезе коллекторских пород и флюидоупоров. Маломощные покрышки не всегда способны удержать залежи, и тогда они концентрируются в верхней части нефтегазоносной толщи под региональной более мощной покрышкой, развитой на большой площади. При чередовании в разрезе коллекторов и покрышек незначительной мощности (обычно метры) залежи нефти и газа образуются в ловушках по всему разрезу, в частности потому, что маломощные покрышки при избытке давления могут пропускать углеводороды — тогда возникают многопластовые месторождения. [c.351]

    Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются Шпцина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки. Замок ловушки (точка высачивания УВ) — это гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки), определяющая предельное заполнение ловушки нефтью или газом по замкнутой изогипсе. [c.66]

chem21.info

Вопрос 23.Понятие о породах-флюидоупорах.Классификация флюидоупоров

Флюидоупоры – это горные породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды. Те из них, которые непосредственно перекрывают залежи, называются «покрышками».

Наиболее распространенными «покрышками» являются глины. Их экранирующие свойства зависят от состава, толщины и выдержанности, содержания песчаных и алевритовых частиц, вторичных изменений, трещиноватости. Большое значение для экранирующих свойств глинистых пород имеют находящаяся в них вода и органическое вещество (ОВ).

Лучшими «покрышками» считаются соленосные толщи, экранирующие свойства которых объясняются их повышенной пластичностью и кристаллическим строением.

«Покрышками» могут так же служить другие осадочные и магматические породы, обладающие изолирующими свойствами вследствие своей плотности (прочности, крепости). Они рассматриваются как плотностные флюидоупоры.

Вопрос 24.Изменение свойств коллекторов и покрышек с глубиной

В связи с необходимостью освоения больших глубин в настоящее время особое внимание уделяется изучению закономерностей изменения коллекторских свойств горных пород на глубинах более 4, 5 км.

и ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства.

Однако наряду с этим в ряде районов изучение материалов глубоких и сверхглубоких скйажин показало, что в отдельных интервалах глубин удовлетворительные коллекторские свойства терригенных пород сохраняются, а иногда даже улучшаются.

В основном улучшение коллекторских свойств с глубиной наблюдается у карбонатных или других, сильноуплотненных хрупких пород, подверженных растрескиванию под влиянием тектонических напряжений, а также в связи с процессами катагенетического изменения.

Кроме того, улучшению коллекторских свойств пород на больших глубинах могут способствовать естественный гидроразрыв, обусловливающий раскрытие трещин, и другие факторы.

Предположение некоторых исследователей, что глины на больших глубинах теряют свойства флюидоуиоров (перестают быть покрышками), не соответствует действительности.

Вопрос 25.Природные резервуары нефти и газа

«Природный резервуар – это естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов».предлагают различать три типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные.

Пластовый резервуар представляет собой совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных у кровли и подошвы непроницаемыми породами (рис. 5.1). Как правило, пластовые резервуары представлены терригенными породами и хорошо выдержаны как литологически, так и по толщине на значительных территориях нефтегазоносных областей или частей провинций.

Массивный резервуар представляет собой совокупность проницаемых литологически однородных или неоднородных пород-коллекторов, ограниченных в отличие от пластовых резервуаров непроницаемыми породами только у кровли или у размытой поверхности отложений, слагающих эрозионные выступы. Различают однородно массивные и неоднородно массивные природные резервуары

В большинстве случаев однородно-массивные резервуары встречаются в карбонатных отложениях (известняках и доломитах). Неоднородно-массивные резервуары в основном сложены чередующимися проницаемыми карбонатными и терригенными породами.

К литологически ограниченным резервуарам относят в основном проницаемые породы-коллекторы, окруженные со всех сторон слабопроницаемыми породами – линзовидные тела (рис. 5.3). Кроме того, к этому типу относятся резервуары, образующиеся в результате появления локальной трещиноватости или кавернозности вследствие выщелачивания пород подземными водами, а также резервуары, возникшие вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости) в связи с местной литологической изменчивостью.К этому же типу следует относить резервуары, приуроченные к рифовым телам, сложенным органогенными кавернозными мшанковыми известняками.

В природе довольно часто встречаются резервуары, которые могут быть отнесены и к пластовым, и к массивным .При частом чередовании пластов-коллекторов и непроницаемых пород могут возникать условия для сообщаемости первых через зоны выклинивания (окна) непроницаемых перемычек, через зоны трещиноватости или по проводящим разрывным нарушениям. Такого рода резервуары (их правильнее называть пластово-массивными) на отдельных участках разреза имеют характер пластовых, хотя в целом выступают как массивные, т. е. представляют собой единую гидродинамическую систему, вследствие чего водонефтяные и (или) газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке. В таких резервуарах часто формируются залежи нефти и газа значительной высоты.

studfiles.net

ПОКРЫШКА • Большая российская энциклопедия

  • рубрика
  • родственные статьи
  • image description

    В книжной версии

    Том 26. Москва, 2014, стр. 615

  • image description

    Скопировать библиографическую ссылку:

Авторы: А. В. Ступакова

ПОКРЫ́ШКА за­ле­жи неф­ти и га­за (флю­и­до­упор, эк­ра­ни­рую­щая тол­ща), пласт или се­рия пла­стов сла­бо­про­ни­цае­мых по­род (со­ли, гли­ны и др.), пе­ре­кры­ваю­щих про­дук­тив­ный кол­лек­тор и пре­пят­ст­вую­щих раз­ру­ше­нию за­ле­жи; осн. эле­мент ло­вуш­ки неф­ти и га­за, кон­тро­ли­рую­щий за­лежь. На­ли­чие на­дёж­ной для за­клю­чён­но­го в кол­лек­то­ре флюи­да П., со­хра­няю­щей свои изо­ляц. свой­ст­ва при оп­ре­де­лён­ных тер­мо­ба­рич. ус­ло­ви­ях в те­че­ние дли­тель­но­го от­рез­ка гео­ло­гич. вре­ме­ни, – не­об­хо­ди­мое ус­ло­вие со­хран­но­сти за­ле­жи. Газ, а так­же лёг­кие неф­тя­ные уг­ле­во­до­ро­ды, ве­ро­ят­нее все­го, про­ни­ка­ют че­рез П. (диф­фу­зия), на­сы­щая её, и пе­ре­ме­ща­ют­ся вверх по раз­ре­зу, но мас­шта­бы это­го пе­ре­ме­ще­ния очень ма­лы́. По­это­му в ло­вуш­ках воз­мож­но на­ко­п­ле­ние и со­хра­не­ние в те­че­ние дли­тель­но­го вре­ме­ни (мил­лио­ны лет) за­ле­жей уг­ле­во­до­ро­дов. В слу­чае из­ме­не­ния ус­ло­вий (тек­то­нич., ли­то­ло­гич. и др.) П. ста­но­вит­ся не­эф­фек­тив­ной и за­лежь раз­ру­ша­ет­ся. П. мо­гут из­би­ра­тель­но эк­ра­ни­ро­вать газ, нефть и во­ду (напр., П. удер­жи­ва­ет нефть и во­ду, но про­пус­ка­ет газ). Ко­ли­че­ст­вен­ной оцен­кой эк­ра­ни­рую­щей спо­соб­но­сти П. яв­ля­ет­ся ве­ли­чи­на дав­ле­ния про­ры­ва (пе­ре­пад дав­ле­ния ме­ж­ду кол­лек­то­ром и П., при ко­то­ром че­рез неё на­чи­на­ет­ся фильт­ра­ция неф­ти или га­за).

Эк­ра­ни­рую­щие свой­ст­ва П. оп­ре­де­ля­ют­ся гл. обр. их ли­то­ло­гич. и ми­нер. со­ста­вом и за­ви­ся­щи­ми от них фи­зи­ко-хи­мич. осо­бен­но­стя­ми, а так­же вы­дер­жан­но­стью по пло­ща­ди рас­про­стра­не­ния и мощ­но­стью. По ли­то­ло­гич. со­ста­ву раз­ли­ча­ют гл. обр. гли­ни­стые, со­ля­ные, кар­бо­нат­ные и сме­шан­но­го со­ста­ва П. Луч­ши­ми П. яв­ля­ют­ся со­ле­нос­ные тол­щи, наи­бо­лее рас­про­стра­нён­ны­ми – гли­ни­стые. Эк­ра­ни­рую­щие свой­ст­ва гли­ни­с­тых и со­ля­ных по­род объ­яс­ня­ют­ся (до оп­ре­де­лён­ных пре­де­лов дав­ле­ния и тем­пе­ра­ту­ры) их по­вы­шен­ной пла­стич­ностью. Дру­гие раз­но­вид­но­сти по­род об­ла­да­ют изо­ли­рую­щей спо­соб­но­стью вслед­ст­вие сво­ей плот­но­сти (проч­но­сти, кре­по­сти) и рас­смат­ри­ва­ют­ся как плот­но­ст­ные П. Наи­бо­лее из­вест­ные и эф­фек­тив­ные П. в неф­те­га­зо­нос­ных рай­онах Рос­сии – со­ле­нос­ные от­ло­же­ния кун­гур­ско­го воз­рас­та в При­кас­пий­ской впа­ди­не и смеж­ных рай­онах, гли­ны ба­же­нов­ской и куз­не­цов­ской свит в Зап. Си­би­ри и ниж­не­кем­брий­ские эва­по­ри­ты в Вост. Си­би­ри. Гли­ни­стые П. наи­бо­лее изу­че­ны, кон­тро­ли­ру­ют св. 70% за­па­сов неф­ти и га­за. Эк­ра­ни­рую­щие свой­ст­ва глин за­ви­сят от их ми­нер. со­ста­ва (кри­стал­ло­хи­мич. осо­бен­но­стей сла­гаю­щих их гли­ни­стых ми­не­ра­лов – ка­че­ст­во П. убы­ва­ет в ря­ду мон­тмо­рил­ло­нит – гид­ро­слю­ды – као­ли­нит), мощ­но­сти и вы­дер­жан­но­сти пла­ста, ко­ли­чест­ва тер­ри­ген­ной при­ме­си (сни­жа­ет ка­че­ст­во П.), вто­рич­ных из­ме­не­ний, тре­щи­но­ва­то­сти, ко­ли­че­ст­ва свя­зан­ной во­ды и тон­ко­дис­перс­но­го ор­га­нич. ве­ще­ст­ва неф­тя­но­го ря­да, сор­би­ро­ван­но­го гли­ни­сты­ми ми­не­ра­ла­ми. В глу­бо­ких го­ри­зон­тах про­ни­цае­мость глин уве­ли­чи­ва­ет­ся из-за по­те­ри ими пла­стич­но­сти. Со­ля­ные П. (гид­ро­хи­ми­че­ские, или эва­по­ри­то­вые) пред­став­ле­ны пре­им. ка­мен­ной и ка­лий­ны­ми со­ля­ми, гип­сом и ан­гид­ри­том. Хруп­кие в по­верх­но­ст­ных ус­ло­ви­ях ка­мен­ная соль, гипс и ан­гид­рит при­об­ре­та­ют пла­стич­ность при по­гру­же­нии и уве­ли­че­нии тер­мо­ба­рич. па­ра­мет­ров. Сре­ди гид­ро­хи­мич. П. ка­мен­ная соль об­ла­да­ет зна­чи­тель­но бо­лее вы­со­кой пла­стич­но­стью и наи­бо­лее на­дёж­ны­ми изо­ли­рую­щи­ми свой­ст­ва­ми. Пла­стич­ные свой­ст­ва ка­мен­ной и ка­лий­ных со­лей бо­лее вы­со­ки, чем у ан­гид­ри­тов и гип­сов, но со­ли бы­ст­рее рас­тво­ря­ют­ся на боль­ших глу­би­нах. Кар­бо­нат­ные П. от­но­сят­ся к раз­ря­ду плот­но­ст­ных, об­ра­зу­ют­ся тол­ща­ми од­но­род­ных, мо­но­лит­ных, ли­шён­ных тре­щин, тон­кок­ри­стал­лич. из­вест­ня­ков, ре­же до­ло­ми­тов, мер­ге­лей. Кар­бо­нат­ные П. час­то ас­со­ции­ру­ют­ся с кар­бо­нат­ны­ми кол­лек­то­ра­ми, гра­ни­цы ме­ж­ду ни­ми име­ют слож­ную по­верх­ность. По эк­ра­ни­рую­щим свой­ст­вам зна­чи­тель­но ус­ту­па­ют гли­нам и со­лям. Под кар­бо­нат­ны­ми П. мо­гут со­хра­нять­ся в осн. неф­тя­ные ско­п­ле­ния, ко­то­рые ча­ще пред­став­ле­ны тя­жё­лой неф­тью (лёг­кие фрак­ции те­ря­ют­ся из-за не­дос­та­точ­но на­дёж­ной изо­ля­ции). Га­зо­вые ско­п­ле­ния, эк­ра­ни­руе­мые кар­бо­нат­ны­ми по­ро­да­ми, встре­ча­ют­ся край­не ред­ко и, как пра­ви­ло, бы­ва­ют не­боль­ши­ми по раз­ме­рам и за­па­сам. При по­гру­же­нии кар­бо­нат­ных по­род их изо­ли­рую­щие свой­ст­ва сни­жа­ют­ся бы­ст­рее, чем у со­лей и глин.

Кро­ме гли­ни­стых по­род, со­ле­нос­ных толщ и кар­бо­на­тов П. мо­гут быть и др. пло­хо про­ни­цае­мые по­ро­ды (ар­гил­ли­ты, крем­ни­стые и др. оса­доч­ные, а ино­гда и маг­ма­тич. по­ро­ды). На­дёж­ны­ми П. яв­ля­ют­ся и мно­го­лет­не­мёрз­лые по­ро­ды, ко­то­рые эк­ра­ни­ру­ют за­ле­жи га­за в верх­них го­ри­зон­тах оса­доч­но­го чех­ла [в За­пад­но-Cибирской, Ле­но-Bилюйской про­вин­ци­ях, в при­по­ляр­ных об­лас­тях – Грен­лан­дия, штат Аля­ска (США), се­вер Ка­на­ды и др.]. Та­кие П. на­зы­ва­ют крио­ген­ны­ми, они мо­гут со­дер­жать га­зо­вые вклю­че­ния (ме­тан, этан, про­пан, изо­бу­тан, ди­ок­сид уг­ле­ро­да), в т. ч. в фор­ме клат­рат­ных (см. Клат­ра­ты) со­еди­не­ний с во­дой – га­зо­вых гид­ра­тов.

П. в за­ви­си­мо­сти от об­лас­ти рас­про­стра­не­ния мо­жет кон­тро­ли­ро­вать од­ну или мно­го за­ле­жей, со­от­вет­ст­вен­но раз­ли­ча­ют ре­гио­наль­ные, зо­наль­ные и ло­каль­ные П. Ре­гио­наль­ные П. раз­ви­ты в пре­де­лах все­го бас­сей­на или про­вин­ции (ту­рон­ские гли­ны За­пад­но-Си­бир­ской неф­те­га­зо­нос­ной про­вин­ции) или час­ти её (ниж­не­перм­ский со­ле­нос­ный ком­плекс Днеп­ров­ско-До­нец­кой впа­ди­ны в Днеп­ров­ско-При­пят­ской про­вин­ции). Они эк­ра­ни­ру­ют за­ле­жи и ме­сто­ро­ж­де­ния в ни­же­ле­жа­щих круп­ных неф­те­га­зо­нос­ных ком­плек­сах. Ка­че­ст­во ре­гио­наль­ных П. ухуд­ша­ет­ся от центр. час­ти бас­сей­на к его бор­там. Зо­наль­ные П. эк­ра­ни­ру­ют неск. ме­сто­ро­ж­де­ний бас­сей­на в пре­де­лах отд. струк­тур­ных эле­мен­тов и зон неф­те­га­зо­на­ко­п­ле­ния, а ло­каль­ные П. – отд. за­ле­жи и ме­сто­ро­ж­де­ния. Мощ­ность П. ко­леб­лет­ся от пер­вых мет­ров в мно­го­пла­сто­вых ме­сто­ро­ж­де­ни­ях до де­сят­ков и бо­лее мет­ров в ре­гио­наль­ных по­крыш­ках.

При лю­бом ли­то­ло­гич. и ми­нер. со­ста­ве на­дёж­ность П. воз­рас­та­ет с уве­ли­че­ни­ем мощ­но­сти и от­сут­ст­ви­ем тре­щи­но­ва­то­сти.

В боль­шин­ст­ве слу­ча­ев мощ­ность П. со­став­ля­ет 10–70 м, од­на­ко при бо́ль­ших её зна­че­ни­ях за­па­сы уг­ле­во­до­ро­дов в за­ле­жах за­мет­но воз­рас­та­ют.

bigenc.ru

Коллекторы и покрышки нефти и газа

Химия Коллекторы и покрышки нефти и газа

просмотров - 72

Лекция 2 - Происхождение и физико-химические характеристики нефти и газа, условия залегания, типы месторождений углеводородов

Геология нефти и газа рассматривает условия залегания УВ в пластах земной коры, изучает происхождение нефти и при­родного газа, стадийность процессов нефтегазообразования и неф-тегазонакопления, а также генезис различных типов залежей и местоскоплений нефти и газа.

Нефть и природный горючий газ находятся в горных породах, называемых коллекторами, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на днев­ную поверхность).

Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, мо­жет считаться коллектором нефти и газа. По генезису эта поро­да может быть осадочной, магматической или метаморфичес­кой. При этом выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 99%) содержатся в оса­дочных породах.

Коллектор нефти и газа обладает двумя свойствами: пористо­стью и проницаемостью.

Пористость характеризует ёмкость коллектора и выражается отношением объёма пор и пустот к объёму породы. Величина объёма пор, выраженная в % по отношению ко всœему объёму породы, принято называть коэффициентом пористости. При этом вы­деляют коэффициенты пористости: абсолютной (общей), откры­той (действительной) и эффективной. Коэффициент общей по­ристости включает в себя отношение объёма всœех пустот, пор и трещин к объёму породы (КПОБЩ)

КПОБЩ = VП / V,

где VП — суммарный объём всœех пустот; V — объём породы.

Коэффициент открытой пористости меньше, чем абсолютной, т. к. он учитывает объём связанных (открытых) пор, пустот и трещин, по которым возможно движение флюидов:

КПОТК = VСП / V,

где VСП — объём связанных пор.

Коэффициент эффективной пористости меньше, чем откры­той пористости, за вычетом объёма связанной (остаточной, ре­ликтовой) воды, которая осталась в коллекторе, т. е. не полнос­тью отжатой воды при уплотнении осадка и превращении его в породу.

Поровые каналы в породах бывают различными по вели­чинœе. Сверхкапиллярные каналы имеют размеры больше 0,5 мм, капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные — меньше 0,0002 мм. Макропоры имеют диаметр более 1 мм.

Движение нефти, газа и воды может происходить свободно по крупным (сверхкапиллярным каналам), а по капиллярным — только при значительном участии капиллярных сил. В субка­пиллярных каналах движение флюидов в природных условиях практически невозможно, к примеру, в глинах. Хорошими кол­лекторами, обладающими капиллярными и сверхкапиллярны­ми порами, являются пески, песчаники, алевролиты, а также другие обломочные породы и некоторые разности карбонатных пород органогенного генезиса (рифогенные известняки и доло­миты, известняки-ракушняки). В последних поровые каналы образованы пустотами между органическими остатками и внут­ри раковин.

В обломочных (терригенных) породах поровое пространство зависит от взаимного расположения зёрен (обломков) и характе­ра их укладки, от формы частиц (остроугольная или округлая), от степени отсортированности зёрен (разная зернистость либо один размер зёрен), от степени цементации зёрен (глинистый, карбонатный цемент, отсутствие цемента), от трещиноватости пород, которая может быть как седиментационной (при отложе­нии), так и тектонической (под действием тектонических сил).

Глубина залегания также влияет на пористость пород. Как правило, более погруженные породы из-за давления вышелœежа­щих толш становятся плотными, что приводит к уменьшению пористости.

Пористость измеряется в % или в долях единицы (к примеру, 15% или 0,15).

Теоретически возможная величина пористости, полученная при моделировании рыхлого и однородного коллектора с наи­меньшей степенью уплотнения зёрен и их одинаковом размере, равняется 47,6%. При этом в природных условиях в земной коре такие коллекторы не встречаются. В лучших песчано-алевроли-товых коллекторах обычно общая пористость редко превышает 30%, а открытая — колеблется от 15 до 25—29%.

По характеру пористости коллекторы делятся на несколько типов: гранулярные (поровые), трещинные, каверновые и сме­шанные (порово-трещинные, порово-каверново-трешинные и др.).

К гранулярным относятся песчано-алевролитовые породы с межгранулярной (межзерновой) пористостью, а также органо­генные известняки и доломиты.

Трешинные коллекторы бывают связаны с породами раз­ного состава: хемогенные, т. е. отложенные путем химического осаждения в морском бассейне известняки и доломиты, а также плотные песчаники, магматические и метаморфические породы.

Каверновые (кавернозные) коллекторы обычно связаны с кар­бонатными породами, в которых за счет растворения образуются крупные поры — каверны от нескольких миллиметров до несколь­ких сантиметров в диаметре. К этому типу относятся и карстовые коллекторы, в которых также после растворения пород движущи­мися в пластах водами происходит образование очень крупных пустот, нередко достигающих огромных размеров — карстовых пещер (к примеру, вблизи ᴦ. Кунгур в Урало-Поволжье и др.).

К смешанным коллекторам, как правило, относятся карбона­ты разного генезиса (органогенные и хемогенные), имеющие ёмкостное пространство, образованное порами, кавернами и тре­щинами в различном их сочетании.

Второе свойство коллектора — проницаемость — характеризу­ет фильтрационную способность коллектора, т. е. способность породы пропускать через себя жидкости или газы.

Как правило, между пористостью и проницаемостью коллек­торов нефти и газа существует прямая зависимость, т. е. коллек­торы, имеющие высокую пористость, обладают и высокой прони­цаемостью, и наоборот. Обычно высокими и хорошими коллек-торскими свойствами обладают пески, песчаники, алевролиты.

За единицу проницаемости принят I мкм2 в системе СИ (или 1 Д — дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается в районах нефтегазовых объектов. По этой причине чаще используют для расчёта коэффициента проницаемости (АГпр) — единицу 1 мд = 0,001 Д или 0,001 мкм2.

К хорошо проницаемым относятся коллекторы с АГ =100— 500 мд (0,1—0,5 мкм2), к высокопроницаемым — более 500 мд (более 0,5 мкм2), к низкопроницаемым — менее 10 мд (менее 0,001 мкм2).

Наличие хороших коллекторов в разрезе отложений исследу­емых территорий является первым признаком возможного на­хождения нефти и газа. При этом этого ещё недостаточно. Стоит сказать, что для нахождения УВ в коллекторе крайне важно их надёжное перекры­тие плотными практически непроницаемыми породами, кото­рые называются покрышками.

Покрышки по свойствам являются антиподами коллекторов. Покрышками бывают глины, аргиллиты (уплотнённые гли­ны), каменная соль, гипс и ангидрит, глинистые известняки, мергели.

Покрышки различаются по удерживающей способности. Не­которые однородные глинистые или соленосные (соль, ангидрит и гипс) покрышки могут удерживать значительное количество газа, который обладает большей миграционной способностью, чем нефть.

Способность покрышек удерживать нефть и газ от ускольза­ния вверх зависит от совокупности многих факторов, в том чис­ле от толщины, литологии, глубины залегания, трещи но ватости пород, их однородности или расслоенности. К примеру, плотная пластичная глина небольшой мощности является лучшей по­крышкой, чем плотный известняк большей мощности из-за мел­кой трещиноватости, что обычно характерно для известняка. Наиболее надёжными покрышками считаются соленосные (га­логенные). К примеру, под кунгурской соленосной покрышкой, которая распространяется на огромной территории Урало-По­волжья (региональная покрышка), выявлены значительные мес-

тоскопления нефти и газа и значительные зоны нефтегазона-копления (Оренбургская).

В некоторых случаях при небольшой площади распростране­ния покрышки (локальной) наличие залежей нефти установлено только в тех местах, где над ними есть покрышки, к примеру, ни Жигулёвском валу в Урало-Поволжье.

Коллекторы и покрышки нефти и газа входят в состав регио­нально нефтегазоносных комплексов (РНГК), которые по А. А. Бакирову (1959) представляют собой определённые литолого-стра-тиграфические подразделœения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий.

В состав РНГК входят нефте газоматери некие (НМ) и нефте-газопродуцируюшие (НП) толщи, в которых образуются УВ. Диагностическими особенностями этих толщ являются: 1) на­копление в водной среде с анаэробной (без доступа воздуха) об­становкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации; 3) наличие повышенного содержания органического вещества (ОБ), способного преобра­зоваться в УВ нефтяного ряда.

НМ- и НП- толщи бывают глинистыми, карбонатными или глинисто- карбонатными. Обычно НМ- толщи относят к НП- толщам при наличии в них ОВ более 0,5% по весу породы.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, если на исследуемой территории проводится прогноз нефте газоносности недр, крайне важно выявить в разрезе отложений наличие РНГК, в составе которых крайне важно найти нефте продуцирующие толщи, а также коллекторы и покрышки. Наличие собственного источника УВ в исследуемом регионе в определённых стратиграфических подразделœениях разреза отло­жений позволяет прогнозировать высокие перспективы нефте­газоносное™ недр данного региона.

Коллекторы и залегающие непосредственно над ними поро­ды-покрышки вместе формируют природные резервуары, т. е. природные ёмкости нефти и газа.

Читайте также

  • - Коллекторы и покрышки нефти и газа

    Лекция 2 - Происхождение и физико-химические характеристики нефти и газа, условия залегания, типы месторождений углеводородов Геология нефти и газа рассматривает условия залегания УВ в пластах земной коры, изучает происхождение нефти и при­родного газа, стадийность... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Условия залегания нефти и газа в земной коре. Породы-коллекторы. Литологические типы пород-покрышек. Ловушки нефти и газа, их классификация.

    Поиск Лекций

    Условия залегания. Нефть и газ встречаются в горных породах, где для их накопления и сохранения имеются благоприятные условия. Главные из них: хорошо выраженные коллекторские свойства, зависящие от многих факторов, и изолированность коллектора от поверхности. Геологические тела, состоящие из минеральных зерен или их обломков, называются горными породами. В соответствии с условиями образования выделяются три типа горных пород: осадочные, магматические и метаморфические.

    Осадочные горные породы образуются в поверхностной части земной коры в результате разрушения и переотложения ранее существовавших горных пород (песчаник, глина), выпадения осадков из водных растворов (каменная соль, гипс) и жизнедеятельности организмов и растений (коралловые известняки, уголь).

    Верхний слой земной коры - осадочный - сложен осадочными породами. Накапливающиеся в понижениях рельефа или на дне водных бассейнов рыхлые осадки в результате физико-химических процессов, происходящих в течение сотен тысяч лет, видоизменяются и становятся горными породами. Процесс превращения осадков в горные породы получил название диагенеза (от греческого “диагенезис” - перерождение). Породы, образованные таким путем, называются осадочными.

    Осадочные горные породы образуются в результате разрушения на поверхности Земли. ранее сформировавшихся горных пород и последующего накопления и преобразования продуктов этого разрушения.

    В нефтегазовой геологии осадочные породы изучаются как основные объекты, с которыми генетически связаны нефть и газ. Все осадочные горные породы подразделяются на обломочные, глинистые, хемогенные, органические и смешанные.

    Таким образом, в одних случаях горные породы имеют в основном слоистое строение, в других - кристаллическое, причем слоистое строение свойственно большинству осадочных пород, а кристаллическое - изверженным, метаморфическим и некоторым хемогенным. Их строением, главным образом, предопределяется распределение и содержание нефти, газа и воды в горных породах. Чтобы жидкости и газ могли накапливаться в породе, она должна прежде всего обладать определенной емкостью и проницаемостью. В зависимости от строения и происхождения пород их коллекторские и петрофизические характеристики могут изменяться в широких пределах.

    Породы-коллекторы

    Основные свойства пород-коллекторов, а именно способность вмещать и отдавать содержащиеся в них жидкие и газообразные флюиды, определяются структурой их пустотного пространства. Породы-коллекторы обладают сложным строением пустотного пространства. В них встречаются поры и каверны разной формы и размера (от микро до мегапустот), трещины различной ориентировки, раскрытости и протяженности. Нередко различные типы пустот присутствуют совместно. Все это предопределяет существенные трудности при изучении структуры пустот долевого участия отдельных их типов в емкости и проницаемости пород.

    Осадочные породы, лишенные пустот, монолитные и содержащие поры, каверны и трещины, характеризуются различными упругими свойствами. На основании знаний закономерностей распространения УЗВ в породах их можно подразделить на коллекторы с различным типом пустотного пространства и экраны.

    В зависимости от процентного соотношения между порами и трещинами среди обломочных пород выделяются четыре разновидности, подгруппы.

    Первая подгруппа пород с поровым типом пустотного пространства характеризуется обратной линейной зависимостью между скоростью упругих волн и пористостью. Величина открытой пористости этих коллекторов составляет не менее 5-6%, а скорости распространения продольных волн, как в перпендикулярном, так и в параллельном ему направлениях соизмеримы и изменяются от 3500 м/с для низкопористых образований до 1000 м/с для высокопористых.

    Вторая подгруппа пород с трещинным типом пустотного пространства обладает низкой пористостью, не превышающей 2-3%. Скорости УЗВ в них по двум взаимоперпендикулярным направлениям либо соизмеримы - в случае развития в породах трещин различной ориентировки, либо резко различны - при наличии трещин какой-либо определенной ориентировки, горизонтальной или вертикальной. Величина скорости у трещинных обломочных пород-коллекторов варьирует в широких пределах от 1000 до 4000 м/с, даже в пределах одного образца. Наименьшие значения скорости УЗВ присущи породам с наибольшим числом или же с наибольшей раскрытостью трещин.

    Третья подгруппа пород с трещинно-поровым и порово-трещинным типами пустотного пространства характеризуется неоднозначным влиянием на скорость упругих волн пор и интенсивности развития трещин. Для них не наблюдается какой-либо связи между пористостью и скоростью УЗВ. По своим упругим свойствам они в зависимости от преобладания того или иного типа пустот ближе или к пористым, или к трещинным разностям пород-коллекторов. Величина открытой пористости этих пород колеблется от 3 до 6-7%, соответственно изменяется и скорость продольных волн - от 3500 до 1500 м/с.

    Четвертая подгруппа обломочных пород отличается ничтожной пористостью (до 3%, основой которой являются мельчайшие поры (менее 0,06 мкм) при полном отсутствии полых трещин. Подобные породы обладают наибольшей скоростью распространения продольных волн (более 3500-4000 м/с), как в перпендикулярном, так и в параллельном напластованию направлениях. Колебание величины нижнего предела скорости УЗВ для этой группы пород объясняется различным минеральным составом цементирующего материала. Комплексное изучение петрофизических свойств этих образований позволяет отнести их к породам-экранам низкого качества.

    Литологические типы пород-покрышек

    Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов породами (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. Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах месторождения), которые обуславливают сохранность отдельных залежей.

    Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.

    Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих их минеральных частиц, химического состава. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более хрупки, чем соли, и не являются такими надежными экранами.

    Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. Савченко В.П. на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обуславливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать высокоамплитудные залежи нефти.

    Ловушки нефти и газа и их классификация

    Существует несколько классификаций пород-коллекторов, которые базируются на структуре и морфологии порового пространства, текстурах и составе пород авторы (М.К.Калинко и А.А.Ханин), генетические классификации, учитывающие генезис, время формирования, структуру порового пространства, классификации, использующие отдельные коллекторские параметры, условия аккумуляции, фильтрации, литологический состав пород.

    Нами рассматриваемая классификация базируется прежде всего на литологическом составе пород, структуре порового пространства и морфологии (виде) порового пространства. высшим элементом классификационной иерархии приняты группы коллекторов, которые выделяются по литологическому составу, в соответствии с существующими представлениями - группы обломочных, карбонатных, глинистых пород и в самостоятельную группу выделены редко встречающиеся коллекторы - магматические, матоморфические, кора их выветривания, а также кремнистые и сульфатные. Основанием для их объединения в одну группу является их примерно одинаковая (незначительная) роль в формировании промышленных скоплений нефти и газа, а также обычно невысокие коллекторские свойства. В каждой группе коллекторов выделено по 3 их типа: поровый, трещинный, смешанный.

    К поровому типу отнесены породы-коллекторы, в которых мелкие поры (мельче 1 мм) более или менее изометричной формы соединены между собой проводящими (поровыми каналами. Диапазон изменения пористости - от единиц до 40-50%. Общей особенностью коллекторов порового типа является понижение коллекторских свойств с глубиной, за счет уплотнения пород.

    Трещинный тип породы коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Эти коллектора обладают низкой трещинной пористостью до 2,5 - 3%.

    К смешанному или сложному типу породы-коллектора отнесен такой, в котором сочетаются различные виды порового пространства (два или более). В этой связи при характеристике коллекторов всегда требуется уточнение вида порового пространства, при этом ведущий вид пор помещается в конце определения. Каверновый коллектор как самостоятельный тип не выделяется, т.к. каверны могут возникать там, где имеются трещины, именно за счет миграции вод, которая приводит к растворению наиболее подвижных компонентов породы и выносит продукты реакции и образуются каверны. Коллекторские свойства пород-коллекторов смешанного типа варьируют в широком диапазоне.

    Группа обломочных пород-коллекторов представлена песчаниками, алевролитами и промежуточными разностями пород, а также пески, алевриты, гравелиты. Значительное уплотнение обломочных пород, особенно кварцевых, приводит к существенному снижению пластичности и повышению хрупкости. Это создает предпосылки к образованию трещин и в случае разрядки тектонических напряжений может привести к возникновению трещинной пористости в пластах песчаников и алевролитов.

    Поровый тип коллектора имеет очень широкое распространение и характерен для песчаных и алевритовых пород, залегающих на небольших и средних глубинах.

    Трещинный тип коллектора выделяется прежде всего тем, что его емкость определяется трещинной пористостью, а путями миграции флюидов являются зияющие трещины. Трещины имеют различную природу. Различают трещины тектонические, литогенетические и трещины естественного гидроразрыва. Раскрытость трещин очень малая - доли миллиметров - первые миллиметры, при этом смещения пород вдоль трещин практически не наблюдается. В зависимости от природы трещин их ориентировка, плотность, густота и раскрытость могут быть различными.

    Тектонические трещины группируются в системы, общностью которых является ориентировка в пространстве, возраст и иногда раскрытость. В каждом геологическом теле может быть одна или несколько систем трещин. Чаще всего они разновозрастны. Трещины нередко ветвятся, в результате чего возрастают плотность и густота трещиноватости.

    Ориентировка трещин определяется также литологическим составом пород. Для песчаников характерна трещиноватость перпендикулярная наслоению, для аргиллитов - параллельна наслоению и для мергелей - диагональная или косая. Густота трещин нередко лимитируется мощностью пластов, при этом чем меньше мощность при прочих равных условиях, тем больше густота.

    Литогенетические трещины отличаются ориентировкой, параллельной наслоению. Они наблюдаются при тонком переслаивании терригенных пород-песчаников, алевролитов, аргиллитов.

    Трещины естественного гидроразрыва характеризуются неравномерностью распределения, ограниченными размерами, нередко затухают на протяжении нескольких сантиметров.

    Трещинная пористость обычно невелика. Они оцениваются в доли и первые единицы процентов, поэтому со временем может быть “залечена” за счет минеральных новообразований или механических напряжений. Вследствие этого трещинный коллектор перестает существовать.

    Смешанный тип коллектора в обломочных породах характеризуется совместным присутствием межзерновых и трещинных пор. Он может возникнуть в породах, некогда испытавших стресс. Смешанный тип коллектора сформирован межзерновой и трещинной пористостью.

    Группа карбонатных пород-коллекторов представлена известняками, доломитами. Поровое пространство здесь весьма разнообразно по морфологии и размеру. Характерной особенностью карбонатных пород является более высокий темп их уплотнения по сравнению с доломитами.

    Поровый тип коллектора может иметь межзерновый, межформенный и внутриформенный виды порового пространства. Межзерновая пористость слагается из пор между отдельными кристаллами кальцита или доломита. Такой коллектор обычно не выделяется высокими коллекторскими свойствами и характерен для хемогенных карбонатных пород.

    Межформенный вид пустотного пространства представляет собой пустоты между раковинами или их обломками в биогенных известняках.

    Внутриформенные поры - это камеры внутри скелетов (раковин) отмерших организмов. Характерен для фораминиферовых, коралловых и других биоморфных разностей известняков.

    Трещинный тип коллектора очень характерен для карбонатных пород. Образованию трещин благоприятствует высокий темп уплотнения карбонатных пород, повышение их хрупкости с глубиной. Для существования трещинного коллектора необходимо, чтобы трещины оставались открытыми (зияющими). Трещинный тип коллектора обладает небольшой емкостью, но при значительном размере ловушки в нем могут сконцентрироваться значительные количества УВ. Определяющим фактором возникновения коллекторов этого типа служит степень хрупкости породы, ее способность к растрескиванию.

    Смешанный тип коллектора может иметь межзерновый, трещинный и каверновый виды порового пространства. Трещиноватость по отношению к кавернозности, а иногда и по отношению к межзерновой пористости является более ранней. Этот тип коллектора может (особенно при наличии каверн) обладать высокой емкостью и проницаемостью, а следовательно представляет большой нефтепоисковый интерес.

    Группа глинистых пород-коллекторов у нас в стране известна относительно недавно. Дело в том, что глинистые породы не образуют традиционных поровых коллекторов, они достаточно пластичны и, следовательно, не дают открытых трещин. Возникновение трещиноватости здесь обуславливается хрупкостью пород, которая создается за счет либо значительного погружения либо стресса. Глинистые породы-коллекторы встречаются на средних глубинах, но значительное развитие они получают на больших глубинах.

    Группа магматических, метаморфических, кремнистых, сульфатных пород и поры выветривания. Породы этой группы редко встречаются как коллекторы нефти и газа, хотя в ряде случаев они обладают достаточно высокими емкостями.

    Поровый тип коллектора характерен для пор выветривания магматических и метаморфических пород. На небольших глубинах пористость может достигать 20-25%, но с увеличением глубины существенно понижается.

    Трещинный тип коллектора образуют магматические, метаморфические породы (граниты, андезиты, сланцы). Поскольку эти породы уже по своей природе хрупкие, малопластичные, то они могут растрескиваться и на малых и на больших глубинах при соответствующей тектонической обстановке.

    Смешанный тип коллектора в рассматриваемой группе развит незначительно и встречается среди кремнистых пород и вулканических туфов.

    Билет № 12

    poisk-ru.ru

    Коллекторы и покрышки нефти и газа

    из "Основы нефтегазового производства Издание 2 "

    Нефть и природный горючий газ находятся в горных породах, называемых коллекторами, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на дневную поверхность). [c.59] Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, может считаться коллектором нефти и газа. По генезису эта порода может быть осадочной, магматической или метаморфической. Однако выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем больщинстве (более 99%) содержатся в осадочных породах. [c.59] Коллектор нефти и газа обладает двумя свойствами пористостью и проницаемостью. [c.59] К где — объём связанных пор. [c.60] Коэффициент эффективной пористости меньше, чем открытой пористости, за вычетом объёма связанной (остаточной, реликтовой) воды, которая осталась в коллекторе, т. е. не полностью отжатой воды при уплотнении осадка и превращении его в породу. [c.60] Пористость измеряется в % или в долях единицы (например, 15% или 0,15). [c.61] Теоретически возможная величина пористости, полученная при моделировании рыхлого и однородного коллектора с наименьшей степенью уплотнения зёрен и их одинаковом размере, равняется 47,6%. Однако в природных условиях в земной коре такие коллекторы не встречаются. В лучших песчано-алевроли-товых коллекторах обычно обшая пористость редко превышает 30%, а открытая — колеблется от 15 до 25—29%. [c.61] К гранулярным относятся песчано-алевролитовые породы с межгранулярной (межзерновой) пористостью, а также органогенные известняки и доломиты. [c.61] Трешинные коллекторы могут быть связаны с породами разного состава хемогенные, т. е. отложенные путем химического осаждения в морском бассейне известняки и доломиты, а также плотные песчаники, магматические и метаморфические породы. [c.61] Каверновые (кавернозные) коллекторы обычно связаны с карбонатными породами, в которых за счет растворения образуются крупные поры каверны от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров в диаметре. К этому типу относятся и карстовые коллекторы, в которых также после растворения пород движуши-мися в пластах водами происходит образование очень крупных пустот, нередко достигающих офомных размеров — карстовых пещер (например, вблизи г. Кунгур в Урало-Поволжье и др.). [c.61] К смешанным коллекторам, как правило, относятся карбонаты разного генезиса (органогенные и хемогенные), имеющие ёмкостное пространство, образованное порами, кавернами и трещинами в различном их сочетании. [c.61] Второе свойство коллектора — проницаемость — характеризует фильтрационную способность коллектора, т. е. способность породы пропускать через себя жидкости или газы. [c.61] Как правило, между пористостью и проницаемостью коллекторов нефти и газа существует прямая зависимость, т. е. коллекторы, имеющие высокую пористость, обладают и высокой проницаемостью, и наоборот. Обычно высокими и хорошими коллекторскими свойствами обладают пески, песчаники, алевролиты. [c.62] За единицу проницаемости принят 1 мкм в системе СИ (или 1 Д — дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается в районах нефтегазовых объектов. Поэтому чаще используют для расчёта коэффициента проницаемости (А ) единицу 1 мд = 0,001 Д или 0,001 мкм . [c.62] Наличие хороших коллекторов в разрезе отложений исследуемых территорий является первым признаком возможного нахождения нефти и газа. Однако этого ешё недостаточно. Для нахождения УВ в коллекторе необходимо их надёжное перекрытие плотными практически непроницаемыми породами, которые называются покрышками. [c.62] Покрышки по свойствам являются антиподами коллекторов. Покрышками могут быть глины, аргиллиты (уплотнённые глины), каменная соль, гипс и ангидрит, глинистые известняки, мергели. [c.62] Покрышки различаются по удерживающей способности. Некоторые однородные глинистые или соленосные (соль, ангидрит и гипс) покрышки могут удерживать значительное количество газа, который обладает большей миграционной способностью, чем нефть. [c.62] В некоторых случаях при небольшой площади распространения покрышки (локальной) наличие залежей нефти установлено только в тех местах, где над ними есть покрышки, например, ни Жигулёвском валу в Урало-Поволжье. [c.63]

    Вернуться к основной статье

    chem21.info


    Смотрите также