Покрышка –  литологическое тело (пласт, пачка, свита), расположенное над коллектором нефти или газа и препятствующее фильтрации углеводородов из коллектора в верхние горизонты. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: глинистые сланцы, породы с высоким содержанием глинистого цемента, смачиваясь водой, они набухают и закрывают все поры и трещины в породе. Покрышками могут быть и соли (эвапориты): каменные, сульфатные – гипс, ангидрит и другие.

Условия залегания нефти и газа многообразны. Многообразны и геометрические формы залежей и их геологическое строение. Различают следующие типы ловушек.

1. Структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола и другие (рис. 1.1).

Рис. 1. 1. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане:

1 – нефтенасыщенные породы; 2 – водонасыщенные коллектора; 3 – непроницаемые породы (покрышки)

2. Литологические, образовавшиеся вследствие фациальных изменений пород, окружающих коллектор нефти. Литологически ограниченные залежи формировались за счёт стратиграфического несогласия, когда одни породы замещались другими (рис. 1.2–1.3), литологически экранированные за счёт тектонических процессов, приводящих к дизъюнктивным нарушениям (рис. 1.4).

Рис. 1.2. Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с

            антиклинальной структурой: – линия замещения коллекторов

Рис. 1.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная

         залежь в плане (а) и разрезе (б): + – породы фундамента;

# – кора выветривания

Рис. 1.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная

           к зоне угловых дизъюнктивных несогласий

3. Залежи в рифогенных отложениях (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Массивные залежи нефти, приуроченные к рифогенным

           отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (б)

В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи встречаются редко. В качестве примера можно привести Талинское месторождение (Красноленинский свод), пласт  Калатушного месторождения, выклинивающийся на западном склоне средневасюганского мегавала. Литологически экранированные залежи выявлены в Баженовской свите на Салымском месторождении и встречаются в пластах Б₁₆ нижнемелового возраста.

Залежи литологического типа распространены в Приуралье, песчаные пласты девонского возраста которых выклинивают на склонах структур – Ромашкинское, Оренбургское, Ишимбаевское и другие месторождения.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью и водой. Пласт – геологическое тело с более или менее однородным составом и имеющее резко уплощённую форму. Мощность пласта на несколько порядков меньше его протяжённости.

Естественное скопление нефти в недрах земли называется нефтяной залежью. Залежь нефти или газа – единичное скопление нефти или газа, заполняющие ловушку полностью или частично. Совокупность залежей нефти, расположенных на одном участке земной поверхности, образует нефтяное месторождение.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта – давление, температура, распределение нефти, газа и воды – находятся в термодинамическом равновесии, установившемся с момента формирования залежи. Давление, при котором находятся нефть, вода и газ в залежи, принято называть пластовым давлением.

Пластовым считается давление, которое существует в равновесных условиях в пласте или при установившемся режиме его эксплуатации. Чем глубже залегает пласт, тем больше пластовое давление. В большинстве случаев величина пластового давления почти линейно повышается с глубиной залегания пласта: Р_пл = f(Н_пл). Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных условиях больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из данной залежи.

По данным Г. Ф. Требина, более 50 % залежей залегают на глубине от 1250 до 2250 м. Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи) месторождений расположенных до 2500 м, подчиняется эмпирической зависимости:

Р_пл = Н·g∙ρ_ж Þ Р_пл = Н/100 (МПа),                           (1.1)

где Р_пл  – среднее пластовое давление в пласте;

Н – средняя глубина залегания пласта, м;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

ρ_ж – плотность жидкости (плотность воды = 1000 кг/м³).

    Н ачальное пластовое давление или статическое (гидростатическое – давление создаваемое столбом воды высотой, равной глубине залегания продуктивного пласта), зависит от глубины залегания, и на каждые 100 м погружения пласта оно обычно возрастает на 1 МПа. Величина начального пластового давления используется для оценки особенностей гидродинамической системы, к которой приурочена данная залежь.

Давление, создаваемое жидкостью или газом в пласте, благодаря их подвижности, называется гидростатическим пластовым давлением. Пласты, для которых соблюдается равенство (1.1), называются пластами с нормальным гидростатическим давлением. Считается, что такие залежи гидродинамически связаны с поверхностью земли.

    На ряде месторождений Западной Сибири (Уренгойское), Западной Украины, Чечено-Ингушетии, Туркмении на больших глубинах наблюдаются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями в 1,5–2 раза выше оценочного гидростатического давления. Такие пласты, как правило, не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью земли. Чаще всего они приурочены к складчатым районам.

    Пластовое давление может быть и ниже гидростатического. Залежи, имеющие давления отличные от гидростатического, считаются залежами с аномальным пластовым давлением.

    Давление, создаваемое вышележащими горными породами называется геостатическим давлением (Р_г). Величина его оценивается по формуле:

                                        Р_г = Н·g∙ρ_гпж,                                          (1.2)

где ρ_гпж – средняя плотность горной породы и насыщающей её жидкости.

Геостатическое давление оказывает влияние на всю массу породы, стремится её уплотнить. С увеличением глубины величина уплотняющего давления (Р_упл) растёт: Н↑ Þ Р_упл↑. Уплотняющее давление растёт и при уменьшении пластового давления в процессе разработки залежи:

Р_упл = Р_г – Р_пл.                                              (1.3)

 Температурный режим нефтяных месторождений важный фактор, влияющий на состояние и свойства пластовых флюидов, такие как вязкостные характеристики, растворимость газов в нефти, фазовые переходы углеводородов, технологии разработки продуктивных пластов.

Повышение температуры происходит закономерно с глубиной. Температурный режим недр оценивается геотермическим градиентом. Известно, что при погружении горных пород на каждые 30 м температура возрастает примерно на 1 ^оС. Ве­личина градиента зависит от абсолютной глубины залегания коллек­тора, фильтрации термальных вод, состава пород, химико-минералоги­ческих явлений и других факторов. Для нефтяных месторождений вели­чина геотермического градиента составляет 1 градус на 10–60 м. В раз­ных районах страны динамика роста температуры различна: в Грознен­ском районе на 13,3 м, в Башкирии – на 50–60 м. Западно-Сибирский регион по величине геотермического гради­ента тяготеет к "горячим" районам. Его величина составляет 1^о на каж­дые ~ 25–35 м. Значения пластовых температур для нефтеносных толщ изменяются в диапазоне от 30 до 67 ^оС.

 Разные условия формирования осадков по разному влияют на свойства коллекторов продуктивных пластов, которые для различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекто­ров – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Основные коллекторские свойства горных пород определяют их способность вмещать (ёмкость коллектора, обусловленная пористо­стью горной породы) и пропускать (фильтрация флюидов, обуслов­ленная проницаемостью горных пород) через себя жидкости и газы при перепаде давления называются фильтрационно-ёмкостными свойст­вами (ФЕС).

Коллекторские свойства пород продуктивных пластов характери­зуются следующими показателями:

· гранулометрическим (механическим) составом пород;

· пористостью;

· проницаемостью;

· насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

· удельной поверхностью;

· капиллярными силами;

· механическими свойствами;

· тепловыми свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.