Министерство образования и науки Российской федерации Национальный исследовательский Томский политехнический университет Разработчик: Т. Г. Тен Кандидат геолого-минералогических наук, доцент 1 ЛИТОЛОГИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

2 Резервуар (фр. reservoir - вместилище, лат. reservo - сберегаю) - это природное геологическое тело, внутри которого возможна циркуляция флюида. Резервуар состоит из нефтегазопроводящей породы – коллектора и непроницаемых пород-флюидоупоров. В длину резервуар может достигать нескольких десятков и даже сотен километров, в «высоту» нескольких километров.

3 По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяются три основных типа природного резервуара (Еременко Н.А.,1988): Пластовые Массивные Литологически ограниченные

Пластовые резервуары представлены породами- коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью (от долей метров до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями; часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта, что делает их неоднородными по строению, как в вертикальном направлении, так и в горизонтальном. 4

Массивные природные резервуары представляют собой мощную толщу пластов-коллекторов (поровых, кавернозных, трещиноватых), различного или одинакового литологического состава. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, образуя единую гидродинамическую систему (единый природный резервуар). Толщина массивных резервуаров составляет м. 5

Литологически ограниченные природные резервуары практически со всех или с двух-трех сторон окружены непроницаемыми породами. Формирование их связано с замещением по простиранию проницаемых пород непроницаемыми породами. Зоны литологического замещения формируются первично при осадконакоплении и контролируются береговыми линиями древних морей, озер, руслами рек, границами фациальных замещений. Резервуары такого типа могут иметь сложные линзовидные, рукавообразные, шнурковые, полосовидные формы. 6

В классификации природных резервуаров, предложенной Н.А.Еременко (1988), использованы следующие понятия: - класс - генетический тип - порядок - распространенность - морфологический тип 7 Классификация природных резервуаров

При определении класса в первой части указывается литологический состав пласта-коллектора, во второй - покрышки. Так название "терригенно-карбонатный" означает, что природный резервуар сложен терригенными коллекторами и карбонатной покрышкой; "терригенный" - что и пласт-коллектор и покрышка представлены терригенными породами Класс природного резервуара устанавливается по литологическому составу слагающих его коллекторов и перекрывающего флюидоупора: терригенный терригенно-карбонатный карбонатно-терригенный карбонатно-эвапоритовый пелитоидный вулканогенный вулканогенно-осадочный осадочно-вулканогенный 1. Класс природного резервуара устанавливается по литологическому составу слагающих его коллекторов и перекрывающего флюидоупора: терригенный терригенно-карбонатный карбонатно-терригенный карбонатно-эвапоритовый пелитоидный вулканогенный вулканогенно-осадочный осадочно-вулканогенный

9 2. Генетический тип природного резервуара (генезис пород, образующих природный резервуар) определяет основные его характеристики - емкостные и фильтрационные свойства и их изменчивость по разрезу и по площади. Природные резервуары могут быть монофациальными и полифациальными. Монофациальные природные резервуары в большинстве случаев имеют локальное распространение; региональные же резервуары почти всегда полифациальны, Природные резервуары могут быть монофациальными и полифациальными. Монофациальные природные резервуары в большинстве случаев имеют локальное распространение; региональные же резервуары почти всегда полифациальны, Фациальная изменчивость отражается на физических свойствах различных частей единого резервуара, на процессах миграции и аккумуляции УВ. На основе изучения генезиса отложений осуществляется прогнозирование и поиски ловушек.

10 3. Порядок природного резервуара определяют по характеру взаимоотношения между элементами, образующими резервуар, - простой (совершенный и несовершенный) и сложный. ٭ Использование этих понятий вызвано тем, что между пластами- коллекторами нередко залегают пачки-проводники, т.е. между коллекторами отсутствуют флюидоупоры. В этих случаях пласты могут иметь единый водонефтяной или газоводяной контакты и между ними имеется гидродинамическая связь. Простой совершенный природный резервуар - это пласт-коллектор с перекрывающими и подстилающими флюидоупорами (покрышка + коллектор + покрышка).

11 Простой несовершенный природный резервуар - часть простого совершенного и представляет собой пласт- коллектор с перекрывающей и/или подстилающей промежуточными пачками либо сочетание пласта-коллектора с нижним или верхним флюидоупорами. Сложный природный резервуар - совокупность нескольких пластов-коллекторов при различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек. При этом флюидоупоры и сверху и снизу должны быть едиными для всех пластов-коллекторов

٭Локально развитые природные резервуары не могут образовывать крупные месторождения. Все гигантские месторождения связаны со сложными резервуарами, имеющими широкое распространение по площади Распространенность. Площадь распространения - очень важная характеристика природного резервуара. От нее в значительной мере зависят объем УВ и концентрация их в ловушках разных генетических и морфологических типов. В зависимости от распространенности природные резервуары могут быть локальными, зональными или региональными.

13 5. Морфологический тип природного резервуара. Его выявление позволяет установить границы распространения резервуара, определить и спрогнозировать участки, наиболее благоприятные для формирования ловушек. Выделяются три морфологических типа природных резервуаров: линзовидный - обычен при локальном развитии резервуара; рукавообразный - наиболее част при зональном развитии природного резервуара; плащевидный - характерен для регионального или зонального распространения. Выделяются три морфологических типа природных резервуаров: линзовидный - обычен при локальном развитии резервуара; рукавообразный - наиболее част при зональном развитии природного резервуара; плащевидный - характерен для регионального или зонального распространения.

Тип резервуара Стратиграфическая приуроченность коллектора Направление движения жидкостей и газов Пластовые Выдерживается По напластованию Массивные Не выдерживается По вертикали Литологически ограниченные со всех сторон Выдерживается Локально, ограничено 14

15 Анализ условий формирования природных резервуаров, их классификация и типизация с учетом генетических и морфологических признаков представляет не только теоретический, но и, прежде всего, практический интерес.

Ловушка часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. 16 Ловушки нефти и газа

Структурные – Пликативные - образованы в результате изгиба слоев; – Дизъюнктивные - образованы в результате разрыва слоев. Неструктурные – Стратиграфические - образованы в результате эрозии пластов-коллекторов и последующем перекрытием их флюидоупором; – Литологические - образованы в результате литологического замещения пород-коллекторов непроницаемыми породами. ٭ Большинство залежей в мире (около 80 %) связано с ловушками структурного типа. 17 Выделяются две основных группы ловушек:

Залежь – это скопления нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки. 18 ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные. В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам. Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа. 19 Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушек

20 ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа. Внутреннее строение залежи определяется различным размещение мне коллекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи. Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа. Внутреннее строение залежи определяется различным размещение мне коллекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

21 Породы-коллекторы Обломочные или терригенные смешанные Хемогенные Органогенные Нетрадиционные (в магматических, вулканогенных, метаморфических породах)

Свойства горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Е мкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн. По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. 22 Первичная пористость – пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.). Вторичная пористость - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов.

а хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б плохо отсортированная порода с низкой пористостью; в хорошо отсортированная пористая порода; г хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами; д порода, ставшая пористой благодаря растворению; е порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости. 23 Типы пустот в породе

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему: Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца: 24 Пористость и строение порового пространства

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь обусловлены большим числом факторов: 25 гранулометрическим составом пород, формой и окатанностью частиц, сортированностью обломочного материала, системой укладки обломочного материала, составом обломков, составом цемента, количеством цемента, характером распространения цемента, химическим составом пород, происхождением пор, равномерностью распределения пор, соотношением больших и малых пор. гранулометрическим составом пород, формой и окатанностью частиц, сортированностью обломочного материала, системой укладки обломочного материала, составом обломков, составом цемента, количеством цемента, характером распространения цемента, химическим составом пород, происхождением пор, равномерностью распределения пор, соотношением больших и малых пор.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин. Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %. 26 Пористость повышается с улучшением окатанности и отсортированности обломков, если обломочные зерна сами пористые, с увеличением размеров обломков, с уменьшением количества цементирующего материала, если порода подверглась растрескиванию и растворению и т.д. Пористость повышается с улучшением окатанности и отсортированности обломков, если обломочные зерна сами пористые, с увеличением размеров обломков, с уменьшением количества цементирующего материала, если порода подверглась растрескиванию и растворению и т.д.

Коэффициент пористости обломочных пород в случаях, когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму, не зависит от размера зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При кубической упаковке пористость составляет 47,64 %; при ромбической – 25,95 %, независимо от размеров шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна занимают промежутки между крупными зернами, уменьшая объем порового пространства. 27

По преобладающему типу пустот, слагающих поровое пространство, коллекторы делятся на три основных типа: поровые, трещинные и каверновые. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К гранулярному (поровому) типу относятся коллекторы, представленные песчано-алевритовыми породами, реже известняками и доломитами; поровое пространство в них состоит из межзерновых полостей. Трещинные коллекторы сложены преимущественно карбонатами; поровое пространство в них образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представлены плотными непроницаемыми и малопроницаемыми нетрещиноватыми блоками пород, поровое пространство в которых практически не участвует в процессах фильтрации. В коллекторах смешанного типа отмечается сочетание систем трещин, порового пространства блоков и пор (каверны, карст). 28 Классификация коллекторов по типу пустотного пространства

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость - проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие. В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами. Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ, и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях. 29 Проницаемость

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами. Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом. Проницаемость зависит от многих факторов. Важнейшими из них являются: характер проявления постседиментационных процессов, структура порового пространства, степень отсортированности обломков, размер зерен, взаиморасположение частиц, плотность укладки обломочного материала. 30

Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Плохо проницаемые породы, перекрывающие породы- коллекторы со скоплениями нефти и газа, называют покрышками нефтяных и газовых залежей. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, глинистые известняки, гипсы, ангидриты и соли. Соляно-ангидритовые покрышки служат наиболее надежными экранами, несколько худшими экранирующими свойствами обладают глинистые и глинисто-карбонатные породы, весьма слабыми непроницаемыми перекрытиями являются алевролито-глинистые породы. Надежность экранов во многом определяется характером флюидов в подстилающих залежах. Наиболее подвижны газообразные углеводороды. Поэтому покрышки, перекрывающие газовую залежь, должны обладать лучшими экранирующими свойствами по сравнению с покрышками, перекрывающими нефтяную залежь. 31 Породы-флюидоупоры (покрышки)

32 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ: литологические тектонические гидрогеохими- ческие гидрогеохими- ческие Литологические факторы в формировании коллекторских свойств горных пород являются определяющими. Образование пустотного пространства в коллекторах тесно связано с генезисом самих пород и происходит на разных этапах литогенеза - в седиментогенезе, диагенеза, эпигенезе.

33 В седиментогенезе осуществляется заложение первичной, седиментационной пористости, обусловленной условиями и процессом осадконакопления и первичной структурой осадка как следствия условий седиментации. На стадии диагенеза и эпигенеза образование полезной емкости определяется диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями, происходящими соответственно в осадке и породе и приводящие к образованию вторичной пористости.

34 Тектонические факторы Условия осадконакопления теснейшим образом связаны с тектоническим развитием бассейна осадконакопления. В отложениях, накапливающихся на мелководье или на повышенных участках морского дна пористость обычно значительно выше, чем в карбонатных осадках, отлагавшихся в более глубоководных условиях. Кроме того, с повышением рельефа морского дна часто связаны биогермные постройки (биогерма - известковый нарост на дне водоема, образованный прикрепленными организмами), обладающие высокой изначальной пористостью.

35 В дальнейшем при погружении пород происходит уменьшение первичной пористости в основном за счет уплотнения и цементации пород. При медленном погружении уплотнение происходит равномерно, и уже на глубинах 2,5-3 км первичная пористость достигает своей минимальной величины. Если же погружение пород происходит быстро (некомпенсированное прогибание), то последние остаются недоуплотненными, и при прочих благоприятных условиях в них на больших глубинах может сохраниться достаточно высокая первичная пористость. Таким образом, одним из основных тектонических факторов, влияющих на формирование и сохранность первичной пористости, является направленность и интенсивность колебательных движений. В дальнейшем при погружении пород происходит уменьшение первичной пористости в основном за счет уплотнения и цементации пород. При медленном погружении уплотнение происходит равномерно, и уже на глубинах 2,5-3 км первичная пористость достигает своей минимальной величины. Если же погружение пород происходит быстро (некомпенсированное прогибание), то последние остаются недоуплотненными, и при прочих благоприятных условиях в них на больших глубинах может сохраниться достаточно высокая первичная пористость. Таким образом, одним из основных тектонических факторов, влияющих на формирование и сохранность первичной пористости, является направленность и интенсивность колебательных движений.

36 Гидрогеохимические факторы Пористость и проницаемость коллекторов может изменяться под воздействием химически активных подземных вод. Наибольшее значение имеют процессы доломитизации, сульфатизации, кальцитизации, окремнения. Указанные процессы с позиций гидрохимии сводятся к реакциям осаждения из растворов твердой фазы или ее растворения. Эти реакции влияют на вещественный состав пород, меняют объем их скелета и пустотного пространства и приводят к изменению объема и химического состава подземных вод. Пористость и проницаемость коллекторов может изменяться под воздействием химически активных подземных вод. Наибольшее значение имеют процессы доломитизации, сульфатизации, кальцитизации, окремнения. Указанные процессы с позиций гидрохимии сводятся к реакциям осаждения из растворов твердой фазы или ее растворения. Эти реакции влияют на вещественный состав пород, меняют объем их скелета и пустотного пространства и приводят к изменению объема и химического состава подземных вод.

37 Причиной подобных процессов является отклонение системы «вода - порода» от состояния физико-химического равновесия, когда пропитывающий породу водный раствор оказывается пересыщен каким- либо компонентом или наоборот, способным растворить некоторые из присутствующих в породе минералов. Нарушение равновесия является следствием гидрогеологических процессов - перемещений вод из одного литологического объекта в другой, смешений вод разного состава, изменение температуры растворов и т.д.

Емкостно-фильтрационные свойства горных пород в значительной мере определяются литолого-фациальными условиями осадконакопления. 38 Предпосылки формирования в осадочном чехле пород-коллекторов и пород-флюидоупоров литологические палеогеографические

39 Среди отложений морского генезиса породы-коллекторы имеют максимальное развитие в прибрежных и мелководно-шельфовых образованиях. В прибрежных зонах, на глубинах моря до 30 м, охватывающих при пологом рельефе обширные площади, вследствие перемещения береговой линии во времени в результате развития трансгрессий и регрессий терригенные породы-коллекторы образуют выклинивающиеся вверх по восстанию пласты, слагают расположенные параллельно берегу валы и гряды высотой до нескольких метров, баровые тела, береговые дюны, пляжевые образования.

40 Прибрежная зона шельфа максимально подвержена действию приливов и отливов и имеет большую гидродинамическую активность вод. В результате происходит постоянное взмучивание осадков, сортировка их по размеру, шлифовка поверхностей обломочных зерен. Среди прибрежных отложений наиболее широко распространены песчаники с незначительной примесью глинистых частиц, окатанными зернами и характерной разнонаправленной косой слоистостью. Прибрежная зона шельфа максимально подвержена действию приливов и отливов и имеет большую гидродинамическую активность вод. В результате происходит постоянное взмучивание осадков, сортировка их по размеру, шлифовка поверхностей обломочных зерен. Среди прибрежных отложений наиболее широко распространены песчаники с незначительной примесью глинистых частиц, окатанными зернами и характерной разнонаправленной косой слоистостью.

41 Карбонатные отложения в этой зоне широко представлены оолитовыми, органогенными, органогенно-обломочными и обломочными разностями. В связи с этим именно прибрежные фации чрезвычайно благоприятны для обнаружения мощных относительно выдержанных терригенных, терригенно- карбонатных и карбонатных коллекторов с высокими ФЕС.

42 Органогенные, органогенно-обломочные и обломочные карбонатные породы прибрежной и мелководной зон характеризуются высокой седиментационной пористостью. Это объясняется тем, что в осадках с повышенным содержанием ОВ выделяется большое количество углекислого газа, способствующего развитию процессов растворения известняков. Именно в этой зоне формируются каверново- поровые типы коллекторов с высокими емкостно- фильтрационными свойствами.

Прибрежные отложения, как правило, не содержат непроницаемых пород регионального и зонального распространения. Подчиненное развитие глинистых пород в этой зоне, высокое содержание в них песчаной и алевритовой примеси приводят к формированию в последующем лишь локальных покрышек, способных контролировать небольшие по запасам залежи. Породы-флюидоупоры более высокого качества следует искать в перекрывающих отложениях, представленных трансгрессивными сериями более глубоководных частей морских бассейнов. 43

44 Фации мелководных частей шельфа образуются на глубинах моря от 30 до 100 м. Здесь еще продолжает сохраняться значительная гидродинамическая активность вод. Эта зона густо заселена разнообразным бентосом, высшими и одноклеточными водорослями, рифообразующими кораллами. Здесь формируются различные типы терригенных, терригенно-карбонатных и хемогенных осадков. Образованиями мелководных фаций, представляющими большой интерес для нефтяников, являются различные органогенные постройки, в первую очередь береговые и краевые рифы. Фации мелководных частей шельфа образуются на глубинах моря от 30 до 100 м. Здесь еще продолжает сохраняться значительная гидродинамическая активность вод. Эта зона густо заселена разнообразным бентосом, высшими и одноклеточными водорослями, рифообразующими кораллами. Здесь формируются различные типы терригенных, терригенно-карбонатных и хемогенных осадков. Образованиями мелководных фаций, представляющими большой интерес для нефтяников, являются различные органогенные постройки, в первую очередь береговые и краевые рифы.

Мелководные морские отложения служат местом накопления мощных, выдержанных по простиранию терригенных и карбонатных пород с большой долей коллекторов высокого класса. Примером выдержанных терригенных коллекторских толщ мелководного генезиса служат сеноманские песчаники севера Западно-Сибирской провинции. Из глинистых отложений мелководно-морских фаций впоследствии формируются покрышки невысокого качества, зонального и локального распространения, что объясняется значительной примесью в глинах песчано-алевритового материала. 45

46 Для шельфовых отложений, образовавшихся на глубинах м, характерно накопление осадков при слабой гидродинамической активности вод, без существенной смены обстановки на больших площадях. Среди органогенных пород развиты фораминиферовые известняки, диатомиты, опоки. Широко распространены хемогенные – карбонатные, кремнистые, фосфорит и глауконитсодержащие.

47 Среди умеренно- глубоководных отложений породы-коллекторы встречаются значительно реже. Аналогичные условия накопления коллекторских толщ характерны и для глубоководных батиальных областей. Умеренно-глубоководные и глубоководные фации служат областями развития региональных глинистых покрышек высокого качества. В этих частях морских бассейнов формируются мощные глинистые толщи, содержащие незначительную примесь песчаного материала и выдержанные на больших территориях. Среди умеренно- глубоководных отложений породы-коллекторы встречаются значительно реже. Аналогичные условия накопления коллекторских толщ характерны и для глубоководных батиальных областей. Умеренно-глубоководные и глубоководные фации служат областями развития региональных глинистых покрышек высокого качества. В этих частях морских бассейнов формируются мощные глинистые толщи, содержащие незначительную примесь песчаного материала и выдержанные на больших территориях.

Таким образом, прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, экранирующих свойств покрышек и их изменений по площади базируется на результатах фациального анализа с учетом последующих катагенетических изменений. При таком подходе становится возможным выявление закономерностей изменения свойств пород в пространстве в условиях большего или меньшего дефицита фактических данных. Фациальный анализ и последующий прогноз коллекторских и экранирующих свойств пород рационально проводить для генетически единых толщ, характеризующихся закономерным изменением всех параметров по площади и разрезу. 48