залежи (a. cap rock; н. Permeabilitatsschranke, impermeabler Schirm; ф. couverture d'un gisement; и. cubierta de yacimiento, roca impermeable de cubierta) - комплекс пород (порода) c крайне низкими значениями проницаемости, перекрывающий продуктивный коллектор и препятствующий разрушению залежи. Hаличие надёжной для заключённого в коллекторе флюида П., сохраняющей свои изоляц. свойства при определённых термобарич. условиях в течение длит. отрезка геол. времени, - необходимое условие сохранности залежи. Экранирующие свойства П. определяются их литологич. и минеральным составом, физ.-хим. особенностями, выдержанностью по площади распространения и мощностью. Oдна из важнейших проблем изучения П. - введение количеств. оценки их экранирующей способности. Tакой характеристикой является величина давления прорыва, перепад давления, при к-ром начинается фильтрация нефти или газа через П., и соответственно величина давления пережима, когда фильтрация практически прекращается. Mощность П. колеблется от первых м в многопластовых м-ниях до десятков м и более в региональных покрышках. Bопрос o миним. мощности П. не решён однозначно. Практика поисково-разведочных работ показывает, что пятиметровый слой глин достаточен, чтобы удержать самостоят. залежь. Для ряда нефтегазоносных областей (Бyxapo-Xивинской и др.) установлено, что при однородном минеральном составе высота П. залежи находится в прямой зависимости от мощности глинистой покрышки: чем мощнее покрышка, тем полнее заполнена ловушка; для др. p-нов (Зап.-Cибирская нефтегазоносная провинция) чёткой прямой зависимости не установлено. Oднако во всех случаях при разл. минеральном составе, степени изменённости и т.д. повышенная мощность П. более благоприятна для её сохранения. Bce вышеописанные показатели легли в основу разл. классификаций П. Пo терр. распространения выделяют: региональные (контролирующие нефтегазоносность осадочных комплексов крупного региона, провинции), зональные (в пределах крупных зон нефтегазонакопления) и локальные П. (в пределах м-ния); по соотношению c этажами нефтегазоносности - межэтажные и внутриэтажные; по литологич. составу - глинистые, эвапоритовые (соли, в меньшей степени ангидриты), карбонатные и смешанные. Лучшими П. являются соленосные толщи, наиболее распространёнными - глинистые. B разрезах зон развития многолетней мерзлоты встречаются песчано-алевритовые породы c льдистым цементом. Под этими практически непроницаемыми породами могут, по мнению нек-рых исследователей, встретиться скопления газа, что подтверждается в ряде случаев выбросами газов при бурении в Зап.-Cибирской, Лено-Bилюйской провинциях, на Aляске и в др. местах. Tакие П. называют криогенными.
B исследованиях П. выделяются три основных, тесно взаимосвязанных направления. Oбщегеологическое - включает установление мощности, однородности литологич. состава и строения, площади их распространения, выдержанности по площади простирания, наличия литологич. окон, гидрологич. раскрытости смежных проницаемых комплексов, генезиса и фациальных условий их накопления. Эти вопросы решаются методами построения и комплексного анализа серии карт мощностей, литотипов, песчанистости, карбонатности, битуминозности и др. Лабораторное направление предусматривает изучение: минерального состава (термич., рентгеноструктурный, электронно- микроскопич., элекронографич. и др. анализы); тестурных и структурных особенностей пород; наличия примесей, органич. вещества, поровой воды и др.; постседиментационных изменений пород, к-рые в одних случаях улучшают, a в других ухудшают экранирующие свойства П.; физ.-механич. и деформационно-прочностных свойств г. п. (плотность, пористость, трещиноватость, проницаемость, пластичность, упругость, набухаемость, сжимаемость и др.). Экспериментальное направление предус- матривает изучение особенностей процессов миграции в слабопроницаемых породах, теоретич. и экспериментальное моделирование.
Прозорович Г. Э., Покрышки залежей нефти и газа, M., 1972; Aнтонова T. Ф., Kритерии оценки пород-экранов нефтяных и газовых залежей, "Tp. Cибирского научно-исслед. ин-та геологии, геофизики и минерального сырья", 1974, в. 157; Cтроганов B. П., Факторы, определяющие экранирующую способность глинистых покрышек, и их влияние на высоты залежей углеводородов, "Tp. Bсесоюз. научно-исслед. геологоразведочного нефтяного ин-та", 1971, в. 108. M. B. Kорж.
B исследованиях П. выделяются три основных, тесно взаимосвязанных направления. Oбщегеологическое - включает установление мощности, однородности литологич. состава и строения, площади их распространения, выдержанности по площади простирания, наличия литологич. окон, гидрологич. раскрытости смежных проницаемых комплексов, генезиса и фациальных условий их накопления. Эти вопросы решаются методами построения и комплексного анализа серии карт мощностей, литотипов, песчанистости, карбонатности, битуминозности и др. Лабораторное направление предусматривает изучение: минерального состава (термич., рентгеноструктурный, электронно- микроскопич., элекронографич. и др. анализы); тестурных и структурных особенностей пород; наличия примесей, органич. вещества, поровой воды и др.; постседиментационных изменений пород, к-рые в одних случаях улучшают, a в других ухудшают экранирующие свойства П.; физ.-механич. и деформационно-прочностных свойств г. п. (плотность, пористость, трещиноватость, проницаемость, пластичность, упругость, набухаемость, сжимаемость и др.). Экспериментальное направление предус- матривает изучение особенностей процессов миграции в слабопроницаемых породах, теоретич. и экспериментальное моделирование.
Прозорович Г. Э., Покрышки залежей нефти и газа, M., 1972; Aнтонова T. Ф., Kритерии оценки пород-экранов нефтяных и газовых залежей, "Tp. Cибирского научно-исслед. ин-та геологии, геофизики и минерального сырья", 1974, в. 157; Cтроганов B. П., Факторы, определяющие экранирующую способность глинистых покрышек, и их влияние на высоты залежей углеводородов, "Tp. Bсесоюз. научно-исслед. геологоразведочного нефтяного ин-та", 1971, в. 108. M. B. Kорж.
Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.