Факторы снижающие экранирующие свойства пород-флюидоупоров

Трещиноватость в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды.

Степень однородности покрышек играет важную роль в экранирующих свойствах: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество. Чистые глины уплотняются интенсивней и характеризуются низкой проницаемостью.

Мощность покрышки, определяет ее изолирующие качества и способность удерживать флюид.

Абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. На больших глубинах глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами.

В водонасыщенной зоне Кно=0 (нефтеотдачи), т.е. пласт является водоносным.

В переходной зоне Кно<Кнг<1-Кво^крит, обводненность изменяется от 1 до100%, т.е. между предельно нефтенасыщенной и водонасыщен­ной частями коллектора обычно выделяется переходная зона мощностью несколько метров, в которой, коэфф. нефтенасыщенности снижается от предельного зна­чения (75—80%) до нуля . Переходная зона образуется за счет действия капиллярных и гравитационных сил в период формирования залежи нефти. Нижняя граница переходной зоны выделяется по началу резкого увеличения КС на диаграммах. Верхней границе переходной зоны соответствует максимум КС на диаграммах.

В зоне предельной нефтегазонасыщенности Кнг>1-Кво^min, присутствует только связанная вода.