Основные сведения о породах-флюидоупорах

Породы, содержащие нефть, газ и воду, находятся в нераз­рывной связи с ограничивающими их слабо проницаемыми по­родами, называемые общим термином флюидоупоры, через кото­рые фильтрация идет очень слабо, и поэтому в ловушках возмож­но накопление и сохранение в течение более или менее длитель­ного времени (миллионы лет) залежей углеводородов. Флюидо­упоры, перекрывающие залежь, называют покрышками. Они мо­гут быть эффективны для сохранности залежей в определенных пределах, при давлениях, которые создались при формировании залежи. Минимальное перемещение (хотя бы диффузия) через покрышку, конечно, происходит, но при сохранении стабильных

условий существования залежи масштабы этого перемещения очень малы.

Обычно скорость фильтрации (пропускная способность) че­рез надзалежные покрышки значительно меньше скорости на­копления углеводородов. Скорость может быть недостаточной для рассеивания образовавшихся скоплений углеводородов на протяжении многих миллионов лет при неизменной или слабо меняющейся общегеологической обстановке. Когда же условия (тектонические, литологические и др.) начинают существенно изменяться, покрышка становится неэффективной и залежь раз­рушается.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи; наибо­лее распространенными являются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разно­видности осадочных и даже магматических пород. Если экрани­рующие свойства глинистых и соляных пород объясняются (до определенных пределов давления и температуры) их повышенной пластичностью, то другие разновидности пород обладают изоли­рующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки (флю­ид оупоры).

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощнос­ти и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторич­ных изменений, трещиноватости. Большое значение для экрани­рующих свойств глин имеют находящиеся в них вода и органи­ческое вещество.

Природные глины являются высокодисперсионными систе­мами и представлены различными минерально-структурными разновидностями. Глинистые породы как флюидоупоры эффек­тивны в определенном интервале глубин, давлений и механичес­ких свойств (главным образом пластичности). Многое зависит, конечно, от минерального состава и от возраста глинистых по­род. Глины представлены различными минерально-структурными разновидностями. В основном встречаются гидрослюдистые (ил-литовые), разбухающие или смектитовые, прежде всего монтмо-риллонитовые и каолинитовые, глины. С увеличением глубин может возрастать роль хлоритов, встречаются магнезиальные разности глинистых минералов.

Структурно-текстурные особенности глинистых илов скла­дываются при осаждении. Преобразования происходят и далее в диагенезе, а особенно существенные в катагенезе уже в глинис­тых породах.

Обычно глинистые частицы (чешуйки) имеют вид пластинок, ограниченных плоскими субпараллельными базисными поверх­ностями. Боковые стороны этих частиц представляют собой ско-

лы, где кристаллическая решетка чаще всего деформирована (была подвержена деградации в результате гипергенеза и транс­портировки), и заряд поверхности чаше всего не уравновешен. Частицы, разделенные в осадке жидкой средой, могут испыты­вать притяжение, особенно сильно оно может проявляться на бо­ковых сколах из-за неравномерного перераспределения электро­статических зарядов, это и определяет процессы коагуляции. В придонной части водоема, где концентрация частиц нарастает, коагуляция развивается более интенсивно. Большое значение имеет и характер среды. Например, чешуйки каолинита в слабо­кислой среде коагулируют очень быстро, а в слабощелочной об­разуют устойчивую суспензию. Вследствие коагуляции образуют­ся микроагрегаты чешуек, сочетание которых образует различные пространственные структуры. В тех условиях, когда глинистые частицы находятся в достаточно стабилизированном состоянии, в спокойных условиях среды они образуют осадок с однородной ориентацией частиц на дне бассейна. В результате осадкообразо­вания возникает очень рыхлая гелеобразная высокопористая мас­са. Осадки характеризуются высокой обводненностью, в них воз­никают микроагрегаты глинистых частиц со структурами различ­ных типов. Сочетание частиц внутри них различное, не только по типу базис—базис, но и по типу базис-скол или скол-скол. Если стабилизация боковых сколов по сравнению с базисными поверх­ностями низкая (заряды не сбалансированы), происходит образо­вание сетчатой структуры типа «карточного домика».

В.И. Осипов, В.Н. Соколов и В.В. Еремеев различают три разновидности наиболее широко распространенных микрострук­тур. Например, для осадков каолинитового состава наиболее ха­рактерны микроагрегаты, строение которых напоминает сдвину­тую колоду карт, микроагрегаты со слегка закрученными краями, в глинистых осадках смектитового и смешанно-слойного соста­ва образуют замкнутые кольцевые ячейки. Размеры средних экви­валентных диаметров пор в осадках изменяются от 0,06 до 11,6 мкм. Преобладают мелкие поры.

В диагенезе начинается структурное упорядочение гелеобраз-ной массы, происходит аградация (совершенствование кристал­лических решеток) глинистых минералов при повышенном со­держании магния и калия в иловых водах. За счет разложения органического вещества образуются СО₂, CH₄, Н₂ и жирные кис­лоты. Образуются также гуминовые, аминовые кислоты, серово­дород и другие продукты. Соединения гуминовых кислот (гума-ты) активно адсорбируются на поверхности глинистых минералов с образованием органо-минеральных комплексов. Это повышает стабилизацию глинистых частиц. Часть воды постепенно отжима­ется, с ней уходят и некоторые продукты преобразования органи-

ческого вещества. Остающиеся в осадке органические соедине­ния более прочно закрепляются на поверхности глинистых мине­ралов, снижая их гидрофильные свойства.

В процессе дегидратации к концу диагенеза основным видом воды в осадке является связанная вода. В связи с уплотнением происходят сближение и укрупнение микроагрегатов, уменьше­ние размеров пор и их закрытие. С другой стороны, в некоторых случаях при диагенезе может происходить образование сплошной глинистой массы из различно ориентированных частиц. В спо­койной среде чещуйки укладываются своими базисными плос­костями однообразно. Одной из причин этого может быть выжимание флюидов из осадка в виде восходящих мелких струек воды и газов.

При катагенезе происходит дальнейшее уплотнение уже сфор­мировавшейся породы, изменение состава поровых вод, раскрис-таллизация коллоидов, аутогенное минералообразование. В связи с этим происходит и упрочнение структурных связей, намечается формирование новых текстур. В глинистых породах, по данным В.И. Осипова, В.Н. Соколова и В.В. Еремеева, могут существенно различаться способы расположения частиц (микротекстуры). При ламинарной микрослоистой текстуре отмечается высокая степень упорядоченности, ориентации составляющих структурных эле­ментов в плоскости напластования, порода характеризуется от­четливой анизотропией. Размеры пор составляют первые микро­ны, при низком содержании алевритовых примесей экранирую­щие свойства высокие. При вихревом «турбулентном» распреде­лении материала листообразные изогнутые агрегаты глинистых частиц как бы обтекают мелкие алевритовые зерна и другие включения. В глинистых породах турбулентного строения разме­ры агрегатов могут достигать 20 мкм, диаметры пор изменяются от 0,06 до 10,2 мкм.

Большое значение для изменения свойств глин в катагенезе имеет явление трансформации вида воды, переход связанной воды в свободную, при росте температур и повышении энергети­ческого уровня в породной системе происходит ослабление свя­зей диполей воды с поверхностью кристаллической решетки ми­нералов, увеличение объема свободной воды связывают со второй стадией дегидратации. Она начинается с 1,2 км или несколько глубже и продолжается до глубины 3-4 км, ее связывают с гид-рослюдизацией разбухающих глинистых минералов (например, монтмориллонита). Начало и темп дегидратации различны. Мно­гие авторы считают, что начало выделения связанной межслоевой воды происходит при температурах +65-110°С (по М. Барсту и Ч. Уиверу). Глубины при этом могут быть разные в зависимости от темпов погружения, геотермического режима и интенсивности

осадконакопления. В течение второй стадии дегидратации увели­чение объема воды в связи с переходом из связанного в свобод­ное состояние будет противодействовать фильтрации каких-либо веществ через породу, и таким образом будет улучшать свойства пород как покрышек. Если уход дополнительных объемов во­ды затруднен (в разрезе отсутствуют пористые породы, которые могли бы поглощать эту воду), то в глинах возникает аномально высокое пластовое давление (АВПД), превышающее гидростати­ческое. До определенных пределов АВПД будет способствовать повышению экранирующих свойств глинистых пород. Но затем может наступить момент превышения прочности породы, чрез­мерно возросшее давление вызовет образование множественных гидроразрывов, будет активно развиваться трещиноватость, а гли­на будет терять свои экранирующие свойства.

Постепенно в породах происходит рост прочности структур­ных связей. Повышение давления и температуры приводит к уменьшению толщины гидратной пленки между агрегатами, а за­тем к ее прорыву и образованию более прочных контактов частиц породы. При этом происходят снижение и потеря пластичности. Однако на этом этапе породы еще способны гидратироваться, на­бухать при увлажнении в отсутствии противодействующему этому процессу прилагаемому извне давлению. Экранирующие свойства сохраняются.

При дальнейшем увеличении глубин погружения происходит образование наиболее прочных контактов, в основе возникнове­ния которых лежат силы ионно-электростатической и химичес­кой природы. Породы, обладающие такими контактами, посте­пенно теряют способность к упругим деформациям под влиянием внешних нагрузок и разрушаются при нагрузке, превышающей предельную прочность. Подобными породами фиксируется ру­беж, после которого глинистые породы теряют свои экранирую­щие свойства. Микроагрегаты постепенно преобразуются в круп­ные вытянутые блоки, а затем — в поликристаллические сростки толщиной в несколько микрон. В дальнейшем на их основе развивается серицитизация, постепенно изменяется структура породы.

Определенную роль в изменении свойств глинистых покры­шек играет геологическое время, что было показано А.А. Хани-ным и др. При сравнении однотипных, но разновозрастных глин девона, глин Волго-Урала и мезозойских глин Предкавказья, за­легающих на одних и тех же глубинах, оказалось, что геологичес­кое время действия нагрузки имеет большое значение. Глины среднего-верхнего девона в разрезе Мухановского месторождения в Волго-Уральской нефтеносной области на глубине около 3 км имеют плотность примерно 2,69 г/см³, в то время как глинистые

породы нижнего мела в Восточном Предкавказье (Прикумская зона поднятий), залегающие в таких же спокойных условиях на таких же глубинах, характеризуются плотностью 2,46 г/см³ (дан­ные А.А. Ханина). Глины девона за прошедшее время уплотни­лись больше мезозойских. В спокойных условиях залегания мезо­зойские глины далеки от предела уплотнения и поэтому и на больших глубинах могут быть еще удовлетворительными.

Большое значение для изолирующих свойств имеют примеси в глинах и характер воды в них. Уплотнение глин, содержащих примесь карбонатного материала, происходит более интенсивно по сравнению с некарбонатными на глубинах примерно до 3 км. По-видимому, большее содержание связанной воды в некарбо­натных глинах сказалось на относительно более высоком проти­водействии уплотнению, чем у глин карбонатных, характеризую­щихся меньшим количеством и меньшей толщиной слоя проч­но связанной воды. Ниже 3 км возрастающие температура и дав­ление нивелируют эти различия за исключением отдельных слу­чаев.

Даже небольшая примесь алевритового материала резко из­меняет структуру глин. Более чистые разности глин по сравне­нию с алевритистыми уплотняются более интенсивно и характе­ризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов (0,001 мкм и менее). При добавлении даже 9-10% алевритовых зерен однородность нарушается, размеры пор изменяются в ши­роких пределах от 0,001 до 0,5 мкм и даже десятков микрон.

Размеры поровых каналов и их распределение имеют боль­шое значение для экранирующих свойств глинистых пород. Структура порового пространства глин изучается методом вдав­ливания ртути (ртутная порометрия). Существуют расчетные спо­собы для определения размеров пор. И.И.Нестеров вывел форму­лу для определения преобладающего диаметра пор в глинах, сложенных однородными частицами определенной фракции:

где d_cp — средний диаметр поровых каналов, см; h — размер гра­ней глинистых частиц; К_п — коэффициент общей пористости.

Чтобы газ или нефть могли пройти сквозь воду, необходимо превысить капиллярное давление системы. Это усилие называет­ся давлением прорыва, которое соответствует суммарному векто­ру, равному капиллярному давлению и давлению сдвига како­го-то количества слоев связанной воды. При достижении такого положения газ или нефть прорываются через водонасыщенную породу по наиболее крупным каналам.

К удовлетворительным и хорошим покрышкам А.А. Ханин относит глины с порами размером не более 2 мкм (рис. 6.20). На-

личие пор более крупных размеров, даже если их количество не превышает нескольких процентов, резко ухудшает экранирующие свойства пород, повышая их проницаемость.

По мнению некоторых исследователей, прорыв подвижных веществ через экранную толщу происходит также за счет раздви­гания и механического разрушения межпоровых перегородок и образования таким образом новых путей для движения (более крупные каналы, трещины, объединение трещин в системы).

Значение давления прорыва позволяет определить высоту за­лежи, которую могут удержать покрышки:

где Н — высота залежи, м; Р_пр — давление прорыва, атм; d_B и d_H — плотность воды и нефти, г/см³.

Давление прорыва изучается на насыщенных водой образцах определенного размера в условиях всестороннего сжатия. По дан­ным А.А. Ханина, глины с абсолютной проницаемостью по газу, равной 10^-2 мД, характеризуются давлением прорыва газа мень­ше 5 атм, с проницаемостью 10^-4 мД — 55 атм, 10^-5 мД — при­близительно 80 атм, при проницаемости ниже 10^-6 мД — 120 атм и выше.

Для характеристики герметичности покрышки может быть использован градиент абсолютных избыточных давлений Г^_з6, представляющий собой отношение величины избыточного давле­ния (превышением над пластовым) к мощности покрышки для данной залежи. Максимальные значения Г^а_изб указывают на бли­зость критического момента, при котором может произойти про­рыв флюида, малые значения — на большой запас прочности, в частности на возможный бывший прорыв. Знание максимальных

значений Г^а_изб для конкретной региональной покрышки извест­ной мощности в нефтегазоносном бассейне позволяет оценивать возможные размеры залежи (высоту) для ожидаемого флюида.

Вопрос о минимальной мощности глинистой покрышки не имеет однозначного решения. Эта величина зависит от состава и структурно-текстурных особенностей глин, а также от глубин, на которых образуются скопления углеводородов, их гидродинами­ческого режима и т.д. Обычно считается, что пятиметровый слой глины достаточен для того, чтобы удержать самостоятельную за­лежь. Можно считать установленным, что при однородном соста­ве высота залежи находится в прямой зависимости от мощности глинистой покрышки, т.е. чем более мощная покрышка, тем пол­нее ловушка заполнена углеводородами, залежь является более крупной. Газовая залежь высотой 215 м в нижнемеловых песча­никах месторождения Газли в Узбекистане удерживается по­крышкой мощностью 104 м. В Западно-Сибирском нефтегазо­носном бассейне не установлена четкая статистическая зависи­мость между мощностью покрышки и высотой залежи, что объ­ясняется различными причинами (различным составом глин, мо­лодым возрастом залежей и др.). В Уренгойском месторождении почти 200-метровая газовая залежь перекрывается 600-метровой покрышкой.

Во всех случаях при различном составе и степени изменен­ное™ глин повышенная мощность покрышки благоприятна для сохранения залежи, так как даже в толще достаточно сильно уплотненных глин обеспечивает большую вероятность существо­вания слоев, не нарушенных сквозными трещинами.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Покрышка, способная удерживать нефть, может оказаться неэффективной в отношении газа. Сечение поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных углеводородов, мо­жет быть достаточным для диффузии молекул метана, особенно если она происходит в течение длительного геологического вре­мени. Именно поэтому залежи газа под глинами распространены больше всего в молодых мезокайнозойских отложениях, тогда как в древних палеозойских толщах под глинистыми покрышками содержится лишь незначительная доля общих запасов газа палео­зоя (всего 12%).

На основе изучения свойств А.А. Ханин разделил глины по экранирующей способности на пять групп (табл. 6.6).

Приведенная таблица помогает оценивать экранирующие спо­собности по объективным параметрам, характеризующим фильтру­ющие свойства пород.

В.И. Осиповым, В.Н. Соколовым и В.В. Еремеевым была предложена иная классификация глинистых покрышек в зависи-

мости от условий их образования и структурно-текстурных осо­бенностей. Лучшие покрышки формируются в отдаленных от суши участках шельфа и на прилегающей части континентально­го склона на глубинах 300-500 м в условиях спокойного гидроди­намического режима. Они характеризуются однородным строени­ем, преобладанием смектитов (монтмориллонита при условии его образования на континенте и сносе в бассейн осадконакопле-ния), содержание алевритовых частиц и карбонатов низкое, при­месь органического вещества в основном планктонного (сапропе­левого) типа. В обменном комплексе соотношение натрия к каль­цию изменяется от 6 до 12. В процессе погружения этих глин до 5 км они сохраняют пластичность, способность к трещинообра-зованию слабая. Проницаемость покрышек, сложенных такими глинами, составляет 10^-5 мД. Подобные глинистые отложения формируют лучшие покрышки I класса.

Другое качество покрышек, сложенных отложениями, нако­пившимися также в условиях спокойного гидродинамического режима, в составе которых преобладают иллит-монтмориллони-товые компоненты с частицами размером 0,1—0,2 мкм. Содержа­ние песчано-алевритового материала в этих отложениях не пре­вышает 10-20%, карбонатов около 1%, органическое вещество преимущественно того же типа, что и в предыдущей группе. Про­ницаемость таких глин по газу составляет 10^-5 мД. Глинистые породы такого генезиса образуют покрышки II класса с весьма высокими изолирующими свойствами.

Если отложения накапливаются на шельфе в основном на глубинах до 200 м в условиях относительно спокойного гидроди­намического режима и образуют преимущественно однородные глинистые пласты, а в глинистой фракции преобладают смешан-но-слойные (иллит-монтмориллонитовые) образования и иллит с размером чешуек не менее 3 мкм, экранирующие свойства харак­теризуются следующими показателями: проницаемость по газу 10^-4 мД, содержание песчано-алевритового материала 20-30%,

карбонатов — 1—2%, органическое вещество смешанного состава. Соотношение обменных катионов натрия и кальция составляет 3—5. При усилении категенетических изменений проявляется микротрещиноватость. Эти породы представляют хорошую по­крышку для нефти и несколько худшую для газа при отсутствии трещин.

Отложения, накапливающиеся на глубинах до 100 м в усло­виях слабого влияния возмущающих потоков, например в пери­ферических частях авандельт, отнесены авторами к покрышкам IV класса. Глинистая фракция представлена в основном иллитом и смешанно-слойными с размерами чешуек от 1 до 3 мкм. Глины могут быть обогащены алевритовыми прослоями, алевритовые зерна присутствуют и в глинах в виде примеси, содержание кар­бонатов составляет около 20%. Соотношение обменных катио­нов натрия и кальция 2-4. В процессе литогенеза развивается трещиноватость. Проницаемость образованных этими породами покрышек составляет по газу 10^-3 мД. Породы, отнесенные к IV классу, диффузно проницаемы для газа и практически непрони­цаемы для нефти.

Покрышки, породы которых образуются в шельфовых усло­виях на глубинах 50—70 м в условиях относительно активной гид­родинамики, наряду с глинами содержат прослои ал евро-песча­ного материала. Глины имеют полиминеральный состав с преоб­ладанием в глинистой фракции ненабухающих минералов (иллит, каолинит, хлорит) с размером чешуек 0,5-3 мкм. Содержание песчано-алевритовой фракции достигает 40-50%, карбонатов — до 5%, в породах содержится преимущественно органика гумусо­вого типа. В ходе литогенеза породы приобретают микротрещи­новатость. Покрышки, сложенные такими породами, характери­зуются проницаемостью по газу 10^-2 мД. Они проницаемы для газа и слабопроницаемы для нефти. Их относят к V классу.

Среди отложений подвижного прибрежного мелководья на глубинах 30-50 м образуются толщи переслаивания, в которых глинистые прослои сильно опесчанены. Содержание алевро-пес-чаного материала в них достигает предельных значений, содержа­ние карбонатов — до 5% и более, примесь органического вещест­ва преимущественно гумусового типа незначительна. Глинистая фракция характеризуется полиминеральным составом (преоблада­ют иллит, хлорит, каолинит), размеры чешуек до 3 мкм. Содер­жание обменных катионов натрия и кальция не превышает 1-3. Проницаемость пород по газу 10^-2 мД, характерна значительная литогенетическая микротрещиноватость. Породы такого облика практически не могут быть покрышками, авторы рассматривае­мой классификации относят их к VI классу.

С учетом местных условий образования фациальный прин­цип может быть хорошей основой для классификации глинистых покрышек и прогнозирования их экранирующих свойств.

Крупные запасы углеводородов сосредоточены под соляными (эвапоритовыми) покрышками. Соли, гипсы и ангидриты явля­ются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный поток углеводоро­дов. Выделяются крупные пояса и ареалы соленакопления, неко­торые из них охватывают несколько бассейнов. Кембрийские соли служат хорошей покрышкой для месторождений Восточной Сибири, таких крупных, как Ковыктинское газоконденсатное, Талаканское нефтяное и другие на Непско-Ботуобинской антек-лизе. Широко известны как флюидоупоры нижнепермские соли кунгурского яруса в Прикаспии и в Волго-Уральской области, формация цехштейн позднепермского возраста на севере Цент­ральной Европы — в Германии, Голландии и в Северном мо­ре. Эти покрышки обеспечивают существование очень крупных скоплений газа и нефти: месторождения Гронинген в Голландии, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье, Карачаганак и Астра­ханское в Прикаспии, нефтяные месторождения Тенгиз и Каша-ган (последнее в Северном Каспии). Под триасовыми солями на­ходится много месторождений в Алжире, в том числе крупней­шие нефтяное Хасси Мессауд и газовое Хасси Р'Мейл. Под соля­ми юрского возраста находятся месторождения в Предкавказье, Средней Азии, очень крупные — в Мексиканском заливе в бас­сейне Кампус. Вдоль атлантических побережий Южной Америки и Африки целый ряд бассейнов, в которых нефтеносные толщи связаны с солями аптского возраста. Крупный Средиземномор­ский пояс галогенеза связан с миоценовыми солями в основном позднемиоценового возраста (мессинский ярус). В этом поясе не­огеновые соли служат покрышками в месторождениях Румынии, Предкарпатья и в других местах. Многие здесь не упомянуты, однако очевидно, что соленосные покрышки играют очень боль­шую роль.

Их образование и распространение связаны с особыми усло­виями развития той или иной области, часто они отражают за­вершение определенного тектонического цикла, например конец ранней перми на обширных пространствах Восточно-Европей­ской платформы, когда после замыкания солеродных бассейнов возникали континентальные условия. Сульфаты и каменная соль уплотняются уже при погружении на первые сотни метров и слу­жат хорошими флюидоупорами вплоть до растворения на боль­ших глубинах. Вследствие пластичности эвапориты участвуют в образовании более сложных структур, чем глины, и образуют раз­ные варианты экранирования. Пластичные свойства каменной

соли более высоки, чем у ангидритов и гипсов, но она быстрее растворяется. Несмотря на высокие экранирующие свойства, че­рез соли могут также перемещаться флюиды прежде всего по тре­щинам и вдоль разломов. При растворении в солях образуются каверны и в них могут скапливаться нефть и газ, в результате чего образуются залежи. Кроме того, постоянный поток в солях идет в виде пузырьков, заполненных рассолами, в которых видны капельки нефти. При погружении давление в газе, находящемся в пузырьках, возрастает, под влиянием этого образуются микротре­щины, по которым флюиды могут перемещаться. Таким образом может происходить перемещение углеводородов через соли. Тем не менее качество этих покрышек очень высокое. Практически всегда, если в осадочном бассейне есть соли, в нем присутствуют скопления углеводородов.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, обычно об­разуются толщами однородных монолитных, лишенных трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей и аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей в условиях пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонат­ными коллекторами, границы между ними имеют сложную по­верхность. Карбонатные покрышки быстрее приобретают изоли­рующую способность (в связи с быстрой литификацией карбо­натного осадка). Для них большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют герметичность на больших глубинах из-за разрушения в зонах больших напряжений и в разрывных зонах.

Своеобразные криогенные флюидоупоры связаны с много-летнемерзлыми породами. Они развиты в приполярных северных и южных широтах в Гренландии, на севере Сибири, США и Ка­нады и в Антарктиде. Как было упомянуто выше, они одновре­менно могут являться и коллекторами. Мощность промерзших пород может достигать 700-800 м. В периоды потепления клима­та толщина этих флюидоупоров постепенно уменьшается до пол­ного исчезновения. Внутреннее строение многолетнемерзлых по­род неоднородно, влажность и льдистость распределяются нерав­номерно. Наряду со льдом присутствует и незамерзшая вода даже при отрицательных температурах, поскольку минерализация ее может быть повышенной. Криогенные покрышки могут содер­жать газовые включения (метан, этан, пропан, изобутан, двуо­кись углерода), в том числе в форме клатратных соединений с водой — газогидратов. Как только при данных термобарических условиях (главным образом при повышении давления и низких температурах) концентрация конкретного газа становится доста­точной, образуются газогидраты. Наиболее широко распростране-

ны газогидраты метана. Толщи, содержащие газогидраты, разви­ты на обширных площадях и под дном морей и океанов в раз­личных климатических зонах, газогидраты представляют собой крупные ресурсы газа.

Криогенные флюидоупоры обладают высокими изолирующи­ми свойствами, с ними связан ряд газовых месторождений на се­вере Западной Сибири. Но их свойства могут изменяться при из­менении температуры и давления. После снижения давления часть гидратов разлагается на газ и воду. В верхней части разреза Бованенковского газоконденсатного месторождения на Ямале располагается зона метастабильности газогидратов мощностью до 250 м. В этой зоне часто фиксируются газопроявления, которые существенно осложняют буровые работы и эксплуатацию газодо­бывающих скважин. В Мессояхском газовом месторождении на северо-востоке Западной Сибири в неглубоко залегающих зале­жах при низких пластовых температурах происходит обильное гидратообразование. Являясь частью залежи, они в то же время могут рассматриваться и как экраны для газонасыщенных частей пласта.

Существующие попытки общей классификации покрышек сводятся к разделению их по вещественному составу (глинистые, хемогенные и др.) и по широте распространения (региональные, общебассейновые, зональные, локальные). Наиболее крупные за­лежи нефти и газа обычно располагаются ниже региональных по­крышек, которые служат надежным барьером, преграждающим путь флюидам. Именно покрышки часто определяют масштаб­ность скоплений и устойчивость существования залежей. Наибо­лее известными и эффективными покрышками в нефтегазонос­ных районах России являются соленосные отложения кунгурско-го возраста в Прикаспийской впадине и смежных районах, глины баженовской и кузнецовской свит в Западной Сибири и нижне­кембрийские эвапориты в Восточной Сибири.