Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология

Подождите немного. Документ загружается.

140·10

-15

. Подобные примеры широко известны и в других

регионах. Они свидетельствуют о наличии на больших глуби-

нах коллекторов большой емкости, способных вмещать значи-

тельные количества углеводородов.

Изучение керна из глубоких скважин и экспериментальные

исследования образцов горных пород в напряженных термоба-

рических условиях позволили установить два возможных вари-

анта существования высоких коллекторских свойств пород на

больших глубинах: сохранение или незначительное снижение

первичных свойств; возникновение в породах вторичного поро-

вого пространства и путей миграции. Сохранение или незначи-

тельное изменение первоначальных коллекторских свойств по-

род помимо внешних факторов предопределяется: литолого-гео-

логическими свойствами пласта; химическими свойствами

флюидов; механическими влияниями флюидов.

Литолого-геологические свойства пласта-коллектора, вклю-

чающие отсортированность и размер обломочных зерен, особен-

ности структуры обломочных пород, наличие межформенной или

внутриформенной пористости в известняках, наличие крупных

гипергенных каверн и полостей в карбонатных породах, одно-

родность и большую толщину пластов-коллекторов, благоприят-

ствующие сохранению первичных коллекторских свойств, обычно

формируются в стадию седиментогенеза, иногда позже. Среди

терригенных, преимущественно песчаных и алевритовых пород,

более всего предрасположены к сохранению первичных коллек-

торских свойств крупно- и среднезернистые разности песчаников

без цемента или с низким его содержанием. В этих породах

поры имеют более крупный размер, благодаря чему в процессе

механического уплотнения и образования структур растворения

(конформенных, инкорпорационных) величина пор хотя и

уменьшается, но они остаются открытыми и способными к филь-

трации. В мелкозернистых разностях, особенно алевролитах,

вследствие отмеченных процессов открытые поры исчезают на

значительно меньших глубинах. В породах с однородными по

размеру обломочными зернами первичная пористость лучше со-

храняется, чем в разнозернистых.

Крупные межформенные и внутриформенные поры, каверны

и полости в карбонатных породах — известняках и доломитах

на больших глубинах сохраняются больше, чем мелкое пустот-

ное пространство.

Толщина пластов также отражается на сохранении коллек-

торских свойств пород. Как известно, при погружении глини-

стые породы уплотняются быстрей, чем песчаные и алеврито-

вые. Из-за этого пластовое давление в глинах становится более

высоким, чем в обломочных породах. В результате перепада

давлений свободная вода из глин поступает в песчаные и алев-

ритовые породы. Если геохимические условия в контактирую-

401

щих породах различны, то между флюидами может произойти

химическое взаимодействие с образованием солей в поровом

пространстве обломочных пород. Со временем это приводит

к заполнению пор вторичными продуктами и потере проницае-

мости в приконтактных зонах пласта-коллектора (в кровле и

подошве) большой мощности. Вследствие этого пласт изолиру-

ется от поступления флюидов сверху и снизу и сохраняется как

коллектор. В пласте небольшой мощности (первые метры) вто-

ричные продукты могут заполнить поровое пространство пол-

ностью от кровли до подошвы и, таким образом, снизить каче-

ство пород-коллекторов до категории непромышленных.

Наличие в поровом пространстве нефти, не содержащей воды

и других химически активных компонентов, способствует сохра-

нению коллекторских свойств породы. Это предопределяется

тем, что исключается аутигенное минералообразование, а на-

ходящиеся под высоким давлением углеводороды препятствуют

механическому уплотнению пород. Вместе с тем надо отметить,

что в процессе миграции и формирования залежей, а также

в зоне водонефтяного контакта нефть и минерализованная вода

соприкасаясь, взаимодействуют между собой, что вызывает раз-

личные последствия, например в результате окисления нефти

образуется углекислота; снижается рН воды и повышается ра-

створяющая способность воды по отношению к главнейшим по-

родообразующим минералам: кварц, кальцит, доломит и др. Эти

процессы способствуют сохранению и улучшению коллекторских

свойств пород. Вместе с тем удаление углекислоты из таких си-

стем может вызывать выделение карбонатов и кремнезема

в твердую фазу и снижение коллекторских свойств пород.

Исходя из этих представлений можно ожидать, что на путях

миграции водонефтяных систем и в самой ловушке в процессе

ее заполнения возможно повышение коллекторских свойств по-

род. Примеры, подтверждающие это положение, известны

в Предкарпатском прогибе, Днепровско-Донецкой впадине и

других районах.

Механическое влияние флюидов на коллекторские свойства

пород проявляется в том случае, если пластовое давление су-

щественно превышает гидростатическое. Такие пластовые дав-

ления называют аномально высокими (АВГ1Д). Они могут пре-

вышать гидростатические в 1,5—2 раза и даже более. В этом

случае флюиды, образно говоря, действуют как распорка, не

позволяющая трещинам сомкнуться, а порам уменьшиться. Не

рассматривая вопросы о природе АВПД, отметим лишь, что

такие давления могут возникнуть благодаря гравитационному

уплотнению, тектоническим напряжениям, притокам высокона-

порных глубинных флюидов и др.

АВПД характерны для коллекторских пород, залегающих на

больших глубинах (обычно свыше 3,5—4 км), под мощными на-

402

дежными экранирующими толщами, имеющими региональное

распространение. Такие толщи чаще всего слагаются соляными

и глинистыми породами. В зонах АВПД пористость и проницае-

мость пород выше, чем в отложениях, залегающих на тех же

или даже меньших глубинах, вне зоны развития АВПД. В При-

каспийской впадине полная пористость палеозойских песчани-

ков в зоне АВПД с глубины 5300—5504 м из Биикжальской

скважины СГ-2 составляет 9,6—13,5 %, в то время как анало-

гичные по составу мезозойские породы в Аралсорской скважине

СГ-1, из зоны отсутствия АВПД, с глубины 4150—4200 м, имеют

пористость 8,7—11,5 %.

Замедляют снижение коллекторских свойств пород перекры-

вающие их мощные толщи пород с высокой теплопроводностью,

например, каменные соли. Эти толщи отводят из недр тепло и

тем самым тормозят течение химических реакций и выделение

минеральных новообразований.

Вторичное поровое пространство возникает вследствие сле-

дующих процессов: растворение и вынос соединений, неустойчи-

вых в конкретных геохимических и термобарических условиях;

доломитизация известняков; растрескивание пород, сопровож-

даемое образованием зияющих трещин.

При прогнозировании вторичных пород-коллекторов на боль-

ших глубинах необходимо иметь в виду, что вторичные поры,

каверны, каналы, а также трещины непостоянны как по вре-

мени, так и по величине. Под действием тех же факторов, что

и в случае с первичной пористостью, они могут быть увеличены

или же, наоборот, залечены минеральными новообразованиями,

а зияющие трещины, кроме того могут механически сомкнуться.

Следует также помнить, что нефтеносные породы обычно обла-

дают лучшими коллекторскими свойствами, чем сходные по ли-

тологическому составу водоносные, на которые мы ориентиру-

емся при оценке качества коллекторов.

Материалы изучения реальных пород, экспериментальные ис-

следования и теоретические представления позволяют считать,

что на глубинах свыше 4 км могут быть встречены следующие

типы пород-коллекторов:

поровые (песчаники, алевролиты, вулканогенно-осадочныс

породы);

порово-трещинные (песчаники, алевролиты, известняки, до-

ломиты, кора выветривания);

трещинные (аргиллиты, мергели, ангидриты, магматические

и метаморфические породы, кора выветривания);

каверново-трещинные (известняки, доломиты).

Таким образом, к категории возможных коллекторов на

больших глубинах отнесены и такие породы, которые на малых

и умеренных глубинах бывают только экранами (глинистые,

мергели, некоторые известняки и др.).

403

Серьезную проблему представляет и оценка экранирующих

толщ. Пока с уверенностью можно говорить о высоких экрани-

рующих свойствах толщ каменной соли. Остальные породы,

в зависимости от степени и интенсивности их вторичных изме-

нений, могут оказаться и коллекторами, и покрышками для

скоплений нефти и газа. Такие породы, как аргиллиты, мергели,

известняки, могут быть экранами на больших глубинах, по-ви-

димому, относительно кратковременно, в отрезки времени между

разрядками тектонических напряжений, после того, как тре-

щинки сомкнутся или будут заполнены минеральными ново-

образованиями. Считают, что в ряде случаев экранами

могут быть пласты, сложенные песчаниками регенерационной

структуры.

Исходя из особенностей вторичных изменений пород на боль-

ших глубинах, вероятностей тектонических проявлений за ко-

роткий и продолжительный отрезки времени надо полагать, что

в тектонически активных областях ловушки нефти и газа на

больших глубинах должны быть меньше по размеру, чем на ма-

лых глубинах. Это следует из того, что глубокозалегающие по-

роды старше по возрасту, а за больший отрезок времени веро-

ятность деформаций пластов, проявлений разрывных наруше-

ний, естественно, возрастает. В платформенных условиях,

с более спокойным тектоническим развитием, существование

крупных ловушек и залежей нефти и газа на больших глубинах

вполне возможно.

Закономерности изменения коллекторских свойств пород

с глубиной, аномальное влияние на породы некоторых факторов

и их сочетаний, а также результаты экспериментальных иссле-

дований дают основание считать, что в благоприятных условиях

осадочные породы могут быть коллекторами нефти и газа на

глубинах до 12—15 км.

Вопросы для самопроверки

1. Назовите основные разности обломочных пород, встречающиеся в ка-

честве коллекторов нефти и газа.

2. Перечислите основные факторы, влияющие на коллекторские свойства

пород.

3. Приведите классификацию песчано-алевритовых коллекторов

А. А. Ханина.

4. Каковы основные типы карбонатных пород-коллекторов?

5. Расскажите об этапах формирования пустотного пространства в кар-

бонатных породах.

6. Приведите классификацию карбонатных коллекторов К. И. Багрин-

цевой.

7. Что такое глинистые породы-коллекторы и их промышленное зна-

чение?

8. Перечислите типы пород-коллекторов нефти и газа на больших глу-

бинах.

9. Как изменяются коллекторские свойства пород с глубиной?

404

Глава 23

ПОРОДЫ-ФЛЮИДОУПОРЫ (ПОКРЫШКИ)

Флюидоупор — один из двух главных составляющих природ-

ного резервуара. Он предотвращает от рассеивания в окружаю-

щем пространстве жидкие и газообразные флюиды, содержа-

щиеся в пласте-коллекторе. Флюидоупоры по своей природе

могут быть плотностными и динамическими. Плотностные флю-

идоупоры возникают вследствие сильного уплотнения пород уже

на начальных стадиях катагенеза. Их экранирующая способ-

ность определяется малым размером пор, через которые невоз-

можна или крайне затруднена фильтрация жидкостей и газов.

Такие экранирующие толщи формируются прежде всего за счет

хемогенных пород — каменных солей, ангидритов, некоторых

известняков.

Динамические флюидоупоры возникают из интенсивно уп-

лотняющихся пород. Их пористость с погружением снижается

быстрее, чем у окружающих пород, вследствие чего происходит

отжатие флюидов (главным образом свободной воды) в сосед-

ние, менее уплотненные породы. Например глины в процессе по-

гружения на глубину 1,5—2 км уплотняются значительно быст-

рее, чем песчаные или алевритовые породы. Из глин, залегаю-

щих над этими породами, фильтрация осуществляется сверху

вниз. За счет этого эффекта пористые и даже обладающие не-

высокой проницаемостью пласты глинистых пород становятся

экранами на пути фильтрации флюидов, находящихся в ниже-

лежащих песчаных или алевритовых породах. В. М. Добрынин

считает, что при наступлении на поверхности Земли длитель-

ного похолодания (сотни тысяч, миллионы лет), последнее по-

степенно распространяется на все более глубоко залегающие по-

роды (до 3—5 км). В результате неравномерного теплового рас-

ширения твердой и жидкой фаз породы и неодинаковых значе-

ний коэффициентов сжимаемости минеральной части, воды и

пор в непроницаемых породах возникает отрицательный термо-

динамический градиент давления поровых вод, обусловливаю-

щий движение флюидов вниз. Пласты таких пород должны быть

флюидоупорами и В. М. Добрынин называет их термодинамиче-

скими покрышками.

Динамические пласты-экраны по мере погружения и даль-

нейшего уплотнения переходят в обычные плотностные. Термо-

динамические покрышки при наступлении потепления климата

теряют свои экранирующие способности. Породы-флюидоупоры

в отличие от пород-коллекторов имеют чрезвычайно низкую

проницаемость (обычно <1∙10

-17

) и через них практически

не осуществляется фильтрация жидкостей и газов; если и су-

ществует естественный отток углеводородов из залежи через

405

покрышку, то он не более чем приток. В противном случае скоп-

ление углеводородов со временем рассеется. Существуют три

пути перетока флюидов через покрышку: фильтрация по поро-

вому пространству; по тектоническим нарушениям; диффузия.

Пористость пород-флюидоупоров, как правило, невелика

(<10 %), но встречаются пласты глинистых и кремнистых (опа-

ловых) пород, в которых она достигает 40—50 %, однако дей-

ствие молекулярных сил в них простирается до центра пор и

поровых каналов. Вследствие этого фильтрации по таким по-

родам не происходит. Отличаются породы-флюидоупоры от по-

род-коллекторов и более высокой водонасыщенностью до 70 %

и выше. Известны случаи, когда глинистые породы-флюидо-

упоры насыщены жидкими углеводородами. Например в об-

разце аргиллита извлеченного с глубины 4763,5—4764,4 м из

Аралсорской сверхглубокой скважины СГ-1, нефтенасыщенность

составила свыше 80 %, однако нефть здесь неподвижна.

В целом качество пород-флюидоупоров определяется литоло-

гическими признаками и геологическими факторами. Литологи-

ческие признаки и степень уплотнения предопределяют физиче-

ские и химические свойства осадочных пород и в конечном итоге

качество пород-экранов. Геологические факторы отражаются на

качестве экранирующей способности геологического тела — пла-

ста или осадочной толщи в целом.

Среди литологических признаков, влияющих на экранирую-

щие свойства, основные—минеральный состав и строение пород.

Минеральный состав предопределяет способность пород к на-

буханию, адсорбции, смачиваемости, растворимости, образова-

нию каверн и полостей, особенности уплотнения с увеличением

нагрузок и повышением температуры, пластичность пород и

склонность к образованию трещиноватости. Сочетания этих

свойств у различных минералов неодинаково, поэтому и экрани-

рующие свойства пород, даже внешне очень близких, могут

сильно различаться. Строение пород определяется их структу-

рой и текстурой. Эти признаки отражаются на структуре поро-

вого пространства и проницаемости пород.

Минеральный состав. Пласты-флюидоупоры могут слагаться

различными минералами. В глинистых пластах значительную

часть породы составляют глинистые минералы из групп монт-

мориллонита, каолинита, гидрослюды и хлорита. Количествен-

ные соотношения между ними могут быть различными, но в об-

щем виде с глубиной роль минералов группы монтмориллонита

сильно понижается (например, в мезозойских отложениях При-

каспийской впадины, Мангышлака и других районов монтмо-

риллонит исчезает уже к глубине 1800—2000 м). Несколько

медленнее преобразуется каолинит. Самые устойчивые мине-

ралы групп гидрослюды и хлорита. Они прослеживаются по

всему разрезу самых глубоких скважин, пробуренных в осадоч-

406

ных породах (скв. Шевченко-1 в Западной Украине, 7500 м,

Аралсорская СГ-1 в Северном Прикаспии — 6819 м). Более

всего способствуют надежности экранирующих свойств мине-

ралы группы монтмориллонита, слабее — гидрослюды и каоли-

нит. Эта особенность предопределяется тем, что глинистые ми-

нералы обладают способностью к набуханию и увеличению за

счет этого объема.

Кроме того, глинистые минералы обладают высокой адсорб-

ционной способностью — свойством избирательно поглощать от-

дельные компоненты из жидких или газовых смесей. Обладая

отрицательным зарядом, они адсорбируют на своей поверхности

катионы (железо, кальцит, магний и др.), а также некоторые

газы. Все это сопровождается уменьшением размера пор и се-

чений поровых каналов и, как следствие, снижением проницае-

мости и повышением экранирующей способности пород. Самой

высокой способностью к набуханию и адсорбцией (50—150 мг-

экв/100 г) обладает монтмориллонит. Слабее эти свойства про-

являются у минералов группы гидрослюд (адсорбционная спо-

собность 20—40 мг-экв/100 г), и далее — у минералов группы

каолинита. Экспериментальные исследования показали, что при

добавлении в чистый, среднезернистый кварцевый песок 20 %

каолинита проницаемость смеси понизилась в 500 раз, а при до-

бавлении такого же количества монтмориллонита более чем

в 3000 раз.

Экранирующие тела — пласты, слои, толщи — часто слага-

ются хемогенными породами. Основные минералы этих пород—

галит, ангидрит, кальцит, иногда доломит. Замечено, что по-

роды мономинерального состава обладают более высокими эк-

ранирующими свойствами, так как минеральная неоднородность

при изменении термобарических условий способствует возникно-

вению разного рода деформаций, в том числе образованию тре-

щин, а также изменению растворимости отдельных компо-

нентов.

Уплотненность породы. Этот признак рассматривался при

характеристике стадии катагенеза. Здесь лишь отметим, что под

действием стресса и литостатического (горного) давления ча-

стицы все более плотно прилегают друг к другу, сокращается

объем порового пространства, уменьшается размер поровых ка-

налов, а в итоге повышаются экранирующие свойства пород.

При коэффициенте уплотнения глинистых пород 0,8 и выше они

уже обладают достаточно высокими экранирующими свой-

ствами.

При низкой уплотненности пород (k

<0,7) глинистые по-

роды неспособны удерживать флюиды в залежи. Об этом свиде-

тельствуют, например, материалы по Южно-Эмбенской нефте-

носной области (районы Маката, Сагиза и др.). Здесь много по-

верхностных нефтегазопроявлений, весной наблюдается обиль-

407

ное выделение пузырьков газа в сорах, когда они заполнены та-

лыми водами. Открытая пористость глинистых пород мезозой-

ского возраста, залегающих на глубинах до 500 м, в этом случае

составляет 30—35 %, a k

= 0,65—0,70. Наиболее надежными

экранирующими свойствами по параметру уплотнения глини-

стые породы обладают при k

= 0,8—0,9. В платформенных ус-

ловиях это соответствует глубинам 1,5—3,5 км (см. рис. 8). При

больших значениях k

глины переходят в аргиллиты, экрани-

рующие свойства пород повышаются, но одновременно они ста-

новятся малопластичными, способными к образованию трещино-

ватости, что снижает их потенциальные возможности как флю-

идоупоров.

Хемогенные известняки, сульфаты, каменная соль сильно уп-

лотняются уже на небольшой глубине (до 500 м) и становятся

хорошими флюидоупорами. Уплотнение пород определяется тем-

пературой недр, давлением вышележащих толщ, стрессом, гео-

логическим возрастом и некоторыми другими, менее значащими

факторами. Возрастание численных значений этих параметров

и интенсивности проявления факторов способствует уплотнению

пород. В связи с этим уплотненность и пористость пород экра-

нирующих толщ, близких по литологическому составу даже на

одинаковых глубинах, могут быть различны (рис. 128) и, соот-

ветственно, экранирующие свойства не будут одинаковыми.

Уплотнение пород часто сопровождается снижением их пла-

стичности (например у глин, известняков, песчаников). В свою

очередь снижение пластичности повышает способность пород

к растрескиванию. Изучение пластичности и трещиноватости

глинистых пород позволило Н. Н. Павловой оценить предраспо-

ложенность их к трещинообразованию (табл. 37). Подобные ис-

следования по карбонатным породам были выполнены И.В. Без-

бородовой. Оказалось, что пластичность карбонатных пород

варьирует в широких пределах, естественно, что и способность

Таблица 37

Схематическая шкала предрасположенности глинистых пород

к трещиноватости по деформационно-прочностным показателям

(по Н. Н. Павловой)

Группа

Предраспо-

ложенность

к возникно-

ве нию

трещин

Модуль

упругости,

E·10

-6

MПа

Коэффициент

пластичности

Расчетная

трещинова-

тость

(плотность

трещин),

1/м

Породы

III

Малая

Средняя

Большая

0,5

0,3—1

0,5—1

3—2

до 8—10

10—25

>25

Глины

Аргиллиты

408

к трещинообразованию у них

различна. В силу этого обстоя-

тельства наиболее пластичные

карбонатные породы могут быть

экранами, а малопластичные,

хрупкие (k

пл

<2) могут превра-

титься в трещинные коллекторы.

Большое влияние на качество

пластов-экранов оказывает рас-

крытость, плотность и густота

трещин, чем последние выше,

тем слабее экранирующие свой-

ства. Как известно, густота и

плотность трещин зависят от

толщины пласта — чем больше

толщина, тем меньше плотность

трещин, следовательно, мощные

пласты экранирующих пород

в этом отношении более благо-

приятны, чем маломощные.

Смачиваемость составных ча-

стей пород различными флюи-

дами может оказать влияние на

экранирующие свойства. Среди

глинистых минералов наиболь-

шой гидрофильностью обладает

монтмориллонит, далее гидро-

слюда и еще в меньшей сте-

пени — каолинит. Вследствие

высокой гидрофильности, на не-

больших глубинах (до 2—

2,5 км) во влажных глинах

(монтмориллонитовых, гидро-

слюдистых, каолинитовых) часть

порового пространства перекрывается связанной водой, что со-

провождается повышением экранирующих свойств.

Если в порах породы присутствуют два флюида — смачиваю-

щий и несмачивающий, то между ними существует перепад дав-

ления, известный как капиллярное давление, благодаря кото-

рому система поддерживается в равновесном состоянии. Вели-

чина капиллярного давления в глинистых породах варьирует

в широких пределах — от долей до десятков мегапаскалей —

в зависимости от минерального состава, размера частиц и пор,

состава флюидов и др. Увеличение капиллярного давления со-

провождается повышением экранирующих свойств породы.

Текстура породы. Этот признак породы в ряде случаев отра-

жается на экранирующих свойствах. Если частицы, слагающие

Рис. 128. Зависимость коэффици-

ента открытой пористости (Kno)

глинистых пород от глубины (H).

Нефтегазоносные провинции (обла-

сти): 1 — Тимано-Печорская. PZ; 2 —

Туранская (Южно-Мангышлакская).

MZ; 3—Прикаспийская, MZ; 4 — Вол-

го-Уральск ая (Жигулев ск о-Пугачев екая

и Саратовская), PZ; 5 — Закавказская

(Апшероиская, Шемахино-Кобыстан-

ская и Ннжнекуринекая), KZ; б — Ce-

всро Кавказская (Западно-Кубанская)

409

глинистую породу, ориентированы (т. е. их одноименные поверх-

ности располагаются параллельно друг другу), то в направле-

нии перпендикулярном к наслоению порода оказывается мало-

проницаемой или практически непроницаемой. Вдоль пласта,

параллельно наслоению проницаемость может быть значительно

выше. В породах, где имеются стилолитовые текстуры (а это

чаще всего известняки, доломиты, но иногда песчаники и алев-

ролиты), также наблюдается анизотропия свойств и в частности

проницаемости. В направлении перпендикулярном к плоскостям

стилолитов породы, как правило, непроницаемы и наоборот.

Структура породы оказывает существенное влияние на

коллекторcкие и экранирующие свойства. Она прежде всего от-

ражается на структуре порового пространства. Как известно, су-

ществуют поры закрытые (изолированные), несвязанные между

собой, и открытые. Изолированные поры, независимо от их раз-

мера, не участвуют в фильтрации и следовательно благоприят-

ствуют сохранению экранирующей способности. Открытые поры

могут по-разному влиять на качество породы флюидоупора.

Если поры более или менее крупные (>2 мкм), то по ним уже

может осуществляться миграция углеводородов. При малом раз-

мере пор действие молекулярных сил распространяется до цен-

тра пор и поровых каналов. Жидкость в них находится в физи-

чески связанном состоянии и этим препятствует перемещению

углеводородов и воды. Установлено, что с уменьшением размера

пор возрастает остаточная водонасыщенность породы. Иссле-

дуя экранирующие свойства глинистых пород, А. А. Ханин экс-

периментально определил влияние размера пор на экранирую-

щую способность (табл. 38).

С увеличением диаметра пор существенно возрастает прони-

цаемость пород и следовательно снижаются экранирующие

свойства. Важный показатель качества флюидоупора — давле-

ние прорыва, которое определяют в лабораторных условиях. Под

давлением прорыва понимают перепад давления на противопо-

ложных (торцевых) сторонах керна, при котором может про-

изойти прорыв газа (жидкости) через породу. Прорыв происхо-

дит, если перепад давления способен вытеснить воду из наибо-

лее крупных капиллярных каналов и пор, т. е. численно он дол-

жен превысить капиллярное давление. Считают, что явление

прорыва может осуществляться за счет разрушения и деформа-

ции межпоровых перегородок, возникновения микротрещинова-

тости. А. А. Ханин считал, что, несмотря на низкую экранирую-

щую способность, породы групп EиF при малых перепадах

давления могут быть флюидоупорами для залежей нефти и газа,

а также разделять продуктивные пласты друг от друга.

Изменение вещественного состава пород отражается на

структуре порового пространства и экранирующих способностях

пород. Так по экспериментальным данным С. В. Федоровой,

410