Природные коллекторы нефти и газа реферат

Обновлено: 05.07.2024

ВВЕДЕНИЕ 3
1. Типы пород-коллекторов нефти, газа 4
2. Коллекторы нефти и газа 6
2.1 Свойства коллекторов 6
2.2 Классификация пород-коллекторов нефти и газа 8
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 10
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 11

Введение

ВВЕДЕНИЕ
Коллекторами нефти и газа называются горные породы, способные вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления.
Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.
Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов - гранулярным, трещинным и смешанного строения.
Актуальность темы реферата заключается в том, что процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно связаны с физическими и химическими свойствами пород-коллекторов.
Цель работы - более полное изучение типов пород-коллекторов нефти и газа.
Для достижения поставленной цели необходимо решить несколько задач: рассмотреть типы пород-коллекторов нефти и газа, свойства коллекторов, а также классификацию пород-к оллекторов нефти и газа и другие моменты.
Структура реферата включает в себя несколько частей: введение, основную часть (две главы), заключение и библиографический список, состоящий из пяти источников литературы

Фрагмент работы для ознакомления

Список литературы

Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.

* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.

Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, то есть при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой.

Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость.

Общая пористость характеризуется отношением общего объёма всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой, к объёму всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объёму всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа.

На основе изложенных определений можно записать:

где m_общ, m_откр, m_эф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; V_пор – объём всех пор (пустот) в горной породе; V_{пор сооб} – объём сообщающихся пор (пустот); V_{пор дв} – объём пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; V_г.п – объём горной породы.

Поровые каналы нефтяных и газовых пластов разделяют следующим образом (по величине поперечного размера):

1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;

2) капиллярные – от 0,2 мкм (0,2 × 10 –3 мм) до 0,5 мм;

3) субкапиллярные – менее 0,2 мкм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (то есть свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены в основном субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород – глины, глинистые сланцы.

Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть: пески – 20–25 %, песчаники – 10–30 %, карбонатные породы – 10–25 %.

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью).

Эффективная (фазовая) – проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности её жидкостью или газом.

Относительная – отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к её абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве.

С увеличением содержания воды более 20 % проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80 % движение нефти почти прекращается (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Зависимость относительной проницаемости
песка для воды и нефти от водонасыщенности:
K_н и K_в– соответственно фазовые
проницаемости для нефти и воды

В лабораторных условиях проницаемость определяют при фильтрации жидкости или газа через образцы горных пород. Во всех приборах основным элементом является кернодержатель, т.е. зажим для керна, через который пропускается жидкость или газ. При фильтрации замеряется расход рабочего агента в единицу времени и перепад давления по длине керна.

Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений

K= QμL/FΔР, (1.4)

где K – проницаемость, м 2 ; Q – объёмный расход жидкости, м 3 /с; μ – динамическая вязкость жидкости, Па × с; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости, м; F – площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца, м 2 ; ΔР – перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q₀ – объёмный расход газа при атмосферном давлении Р₀, м 3 /с. Физический смысл проницаемости K заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [14].

В Международной системе единиц величины, входящие в формулы для проницаемости, имеют размерности: [Q] = м 3 /c; [μ] = = Па × с; [L] = м; [F] = м 2 ; [Р] = Па. При Q = 1 м 3 /с, μ = 1 Па × с, L = 1 м, F = 1 м 2 и Р = 1 Па получим коэффициент проницаемости K = 1 м 2 . Поэтому в системе СИ за единицу проницаемости принимается 1 м 2 .

Эта величина очень большая и неудобна для практических расчетов.

В промысловой практике для измерения проницаемости обычно используют размерность мкм 2 , называемую также Дарси (Д), или миллидарси (мД). Величина 1 мкм 2 в 10 12 раз меньше 1 м 2 .

1 мкм 2 = 1Д = 10 –12 м 2 =

= 1мД = 10 –15 м 2 = 10 –3 мкм 2 = 10 –3 Д.

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохопроницаемым – глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и др. Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широких пределах. Приток нефти и газа наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 0,010–0,020 мкм 2 = = 10–20 мД) до 0,1–2 мкм 2 = 100–2000 мД.

Насыщенность горных пород

Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объёма занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ). Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объёма пор, заполненных нефтью, ко всему объёму сообщающихся пор. Величина нефтенасыщенности пластов колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95 %).

Природный резервуар, залежь, месторождение

Вместилище для нефти, газа и воды в породах-коллекторах, окружённых проницаемыми или непроницаемыми породами, называют природным резервуаром. Верхняя часть такого резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти или газа в ловушке природного резервуара называют залежью (рис. 1.2). Совокупность залежей, связанных одним участком земной поверхности, называют месторождением.

Рис. 1.2. Схема строения залежи с напором краевых вод

Неоднородность коллекторов и коллекторских свойств

Пласты горных пород – коллекторов нефти и газа неоднородны по площади распространения и разрезу, составу, структуре и коллекторским свойствам. Неоднородность коллектора и его свойств оказывает существенное, нередко определяющее влияние на полноту вытеснения нефти из продуктивных пластов, то есть на нефтеотдачу при их разработке.

Изучение неоднородности пород в пределах залежей нефти и газа необходимо при подсчете запасов углеводородов, проектировании, анализе разработки и контроле за воздействием на пласт. В процессе изучения неоднородности выделяются работающие и неработающие части разреза в каждой добывающей и нагнетательной скважине, оцениваются доли объемов залежи, характеризующихся разной продуктивностью, выявляются пути поступления в залежь воды (пластовой или закачиваемой) и др.

Для характеристики неоднородности пластов по разрезу используются следующие показатели:

K_р =( )/n, (1.6)

где l_i – число прослоев-коллекторов, вскрытых в i-й скважине; n – число скважин;

K_пес = ( h_эф/h_общ))/n, (1.7)

где h_эф – эффективная (нефтенасыщенная, работающая) толщина пласта в отдельной скважине; h_общ – общая толщина пласта в той же скважине; n – число скважин.

Совместное использование K_ри K_песпозволяет составить представление о неоднородности разреза: чем больше K_р и меньше K_пес, тем выше неоднородность.

Для характеристики неоднородности пласта по площади используется показатель дисперсии, с помощью которого оценивается пространственная выдержанность пластов:

=w(1 – w), (1.8)

где w = n₁/n, n₁ – число скважин, вскрывших коллектор; n – общее число пробуренных скважин. Чем ближе w к единице, тем выше степень однородности коллектора по площади.

При высокой неоднородности коллекторов необходимо увеличивать плотность сетки скважин.

1.2. Пластовые жидкости и газы, их состав
и физико-химические свойства

Нефть– жидкое горючее полезное ископаемое представляет собой маслянистую горючую жидкость, обычно темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть – сложное соединение в основном двух элементов – углерода (82–87 %) и водорода (11,5–14,5 %). Такие соединения называются углеводородами. Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в очень малых количествах – хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти входят метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические группы углеводородов. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого носят название парафиновых (метановых), нафтеновых или ароматических.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды от СН₄ до С₄Н₁₀ при атмосферном давлении находятся в газообразном, от С₅Н₁₂ до С₁₅Н₃₂ – в жидком, начиная с С₁₆Н₃₄ и выше – в твёрдом состоянии.

Содержание в нефти большого количества смолистых и других высокомолекулярных соединений делает её болеет тяжелой, вязкой и малоподвижной. Плотность нефти при температуре 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м 3 . Вязкость пластовой нефти в зависимости от её характеристики и температуры может изменяться от значений меньше 1 до 200 и более мПа × с. Вязкость нефтяных битумов достигает 15 000 мПа × с.

По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5 %); сернистые (содержание серы от 0,51 до 1,9 %); высокосернистые (содержание серы более 1,9 %). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафинистые – с содержанием парафина до 1,5 %, парафинистые – с содержанием парафина от 1,51 до 6,0 % и высокопарафинистые – с содержанием парафина свыше 6 %.

Нефтяные (попутные) газы – углеводородные газы, растворенные в нефти (в пластовых условиях), газы газовых шапок, формирующихся в купольной части нефтяных залежей, газы, образующиеся при переработке нефти. Горючие газы нефтяных и газовых месторождений (смесь углеводородов – метана СН₄, этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀, пентана С₅Н₁₂) по химической природе сходны с нефтью. Самый легкий из всех углеводородов – метан. Попутные газы могут включать и неуглеводородные компоненты (азот, сероводород, углекислый газ, инертные газы).

Природный газ – углеводородный газ, добываемый из газовых, газогидратных, газоконденсатных, газо-конденсатно-нефтяных или газонефтяных месторождений. В природных газах чисто газовых месторождений преобладает метан (до 90–99 %). В газах, добываемых из нефтяных месторождений, метана содержится от 10–20 до 80–90 %. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных или стандартных условиях. Относительная плотность газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше.

Вода. В нефтяном или газовом месторождении всегда присутствует вода, которая занимает пониженные части пласта или находится в водоносных горизонтах. Минерализация пластовых вод характеризуется количеством растворённых в ней минеральных солей. Воды с минерализацией менее 1 г/л относятся к пресным, от 1 до 50 г/л – к солёным (минерализованным), свыше 50 г/л – к рассолам. Плотность пластовых вод, как правило, больше 1000 кг/м 3 и возрастает с увеличением содержания солей. Вязкость пластовой воды для большинства нефтяных месторождений изменяется в пределах от 0,9 до 1,5–2,0 мПа×с. Вязкость воды уменьшается с повышением температуры и при снижении минерализации.

В нефтегазовых залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотности: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Обычно пластовая вода в нефтяных и газовых залежах находится не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной, она смачивает поверхность поровых каналов, удерживаясь в них за счет поверхностно-молекулярных сил или полностью заполняет капиллярные каналы (поры) и удерживается в них за счет сил капиллярного давления.

2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ.
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

Коллекторами называются породы, обладающие способностью к аккумуляции и фильтрации нефти, газа и воды. Эти процессы возможны, если порода имеет пустотное пространство, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами (рис. 2), объединенными в общую систему каналов. Такое разделение пустотного пространства пород связано с тем, что в некапиллярных пустотах содержатся свободные флюиды… Читать ещё >

Породы коллекторы. Природные резервуары и залежи нефти и газа ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Поры — это пустоты между минеральными зернами и обломками пород. Они имеют размеры менее 1 мм и заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны — это пустоты в горных породах размером более 1 мм.

Трещины — это совокупность разрывов сплошности породы.

По размерам поры и трещины разделяются на три категории: 1) некапиллярные или сверхкапиллярные, 2) капиллярные и 3) субкапиллярные или ультракапиллярные. К некапиллярным относятся поры диаметром более 0,5 мм и трещины шириной более 0,25 мм. Капиллярными являются поры от 0,5 до 0,0002 мм и трещины от 0,25 до 0,0001 мм. К субкапиллярным относятся поры менее 0,0002 мм и трещины менее 0,0001 мм.

В капиллярных пустотах также содержатся свободные флюиды, но их движение находится под действием капиллярных или менисковых сил, а также гравитационных сил или перепада давления. Поскольку движение нефти и газа происходит в водонасыщенных коллекторах, то в капиллярных пустотах знак капиллярного давления на разделе фаз зависит и от таких свойств пород как гидрофильность или гидрофобность.

Рис. 2 Виды пустотного пространства пород (по О. Е. Мейнцер ; 1923): а — хорошо отсортированная высокопористая порода; б плохо отсортированная низкопористая порода; в — хорошо отсортированная порода с пористыми зёрнами и очень высокой пористостью; г — хорошо отсортированная, но сцементированная порода пониженной пористости; д — порода с порами растворения; е — порода с трещинной пористостью.

В субкапиллярных пустотах находятся физически связанные или адсорбированные флюиды. Эти флюиды крепко связаны с поверхностью минеральных частиц силами межмолекулярного притяжения и полностью закрывают просветы порово-трещинного пространства. Поэтому субкапиллярные пустоты для жидкостей и газов практически не проницаемы. Однако при высоких температурах и давлениях, когда капиллярные эффекты сводятся к минимуму или исчезают, движение флюидов по этим пустотам становиться возможным.

Поры и трещины могут быть первичными или сингенетичными и вторичными или эпигенетичными.

Первичные пустоты образуются между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, одновременно с их формированием и обусловлены текстурными особенностями этих пород.

Вторичные пустоты образуются в результате катагенных процессов, что особенно характерно для карбонатных пород, а также в результате тектонических и гипергенных процессов.

Суммарный объем трещинных пустот разного происхождения всегда меньше объёма пор и каверн и лежит в пределах от сотых долей процента до 23%, редко превышая 5%. В среднем он составляет 0,11%. Однако по сравнению спорами и кавернами, трещинные пустоты прямолинейны, имеют большую протяженность и глубину проникновения. Всё это оказывает огромное значение на фильтрационные свойства горных пород.

Коллекторы - это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Коллекторские ( фильтрационные) свойства породы: пористость и проницаемость.

Породы-коллекторы могут иметь первичную и вторичную пористость:

первичная пористость образуется при формировании самой горной породы, напр.: осадконакопление, образование магматических пород;
вторичная пористость образуется если на породы действуют какие-либо процессы или явления, например: тектонические процессы, растворение пород, просадка (явление).

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются горные породы:

терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы),
карбонатные (известняки, мел, доломиты),
вулканогенно- осадочные,
кремнистые.

Основные типы коллекторов - терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1 е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией - размером зерен.

Размер частиц: крупнозернистых песков - 1-0,25 мм; мелкозернистых песков - 0,25-0,1 мм; алевролитов - 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость - 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм 2 ).

> 1000 мД - I класс.
500 - 1000 мД - II класс;
100-500 мД - III класс;
10 - 100*10 -3 мкм 2 (10-100мД) - IV класс;
1 - 10 *10 -3 мкм 2 (1-10мД) - V класс;
0,1 - 1 *10 -3 мкм 2 (0,1-1мД) - VI класс.

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.
Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.
На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

Наличие, в основном, только 2 х основных породообразующих минерала - кальцита и доломита;

Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.
Эти коллекторы слабо изучены.
Глинистые коллекторы представлены кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 - 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст - волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти - в интервале 0,06 - 700 м 3 /сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа - гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы - трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям, 1% - к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения - основными коллекторами нефти и газа.

По коллекторским свойствам выделяют 4 группы пород-коллекторов.
Классификация Дахнова:

кварцевые;
кварц-полишпатовые;
карбонатные;
эвапоритовые (гипс-ангидритовые).

Тип пустотного пространства, обусловленный происхождением породы, определяет ее физические свойства, поэтому он положен в основу наиболее часто используемой классификации пород-коллекторов.

Пористость горной породы - наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость - способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.

Непроницаемые породы или флюидоупоры - это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.

Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

Наилучшие по качеству флюидоупоры - это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.

В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.