1 Описание флюидоупоров

Флюидоупор – относительно непроницаемое для флюидов породное тело, экран. Наилучшими экранирующими свойствами обладают соли, ангидриты и монтмориллонитовые глины. Флюидоупоры, перекрывающие залежь нефти, называют покрышками. Наличие покрышки, препятствующей движению нефти к поверхности Земли, является необходимым условием накопления залежи нефти.

Приведем описание основных типов пород, являющихся флюидоупорами или покрышками.

Глины – осадочные породы обломочного происхождения, образующие при смачивании водой пластичное тело, сохраняющее после высыхания приданную ему форму. Окраска глин различная в зависимости от примесей (органические вещества дают черную окраску, окиси и железа – красную и бурую, хлорит и глауконит - зеленую и др.). По степени преобладания того или другого «глинистого» минерала среди них выделяются каолиновые, монтмориллонитовые и гидрослюдистые разности. Глины характеризуются массивными слоистыми текстурами.

Аргиллитами называют твердые глинистые породы, не размокающие в воде и возникающие при уплотнении, дегидратации и цементации пластичных глин. Аргиллиты могут быть массивными, плитчатыми и сланцевыми.

Каменная соль – осадочная порода химического происхождения. Это мономинеральная порода, в чистом виде бесцветная или молочно-белая. Примеси придают породе желтый, бурый и другие оттенки. Структура средне и крупнокристаллическая. Порода имеет соленый вкус, легко растворима в воде.

Ангидрит и гипс - осадочные породы химического происхождения и образуются  при выпадении сернокислых солей в водных бассейнах с повышенной минерализацией вод. Ангидрит горная порода, состоящая из минерала ангидрита (Ca(SO₄)). Цвет обычно голубовато-белый. Образует плотные мелкозернистые скопления. Гипс – слоистая или массивная порода различной плотности, состоящая, в основном, из минерала гипса (Ca(SO₄)₂Н₂О), структура от микро- до грубозернистой, цвет белый, светло-серый, желтоватый, розоватый и бурый. Гипс легко определить на твердость, чертится ногтем.

Мергели – осадочные породы, переходящие от известняков и доломитов к глинистым породам, содержание от 20% до 50% глинисто-песчаного материала. В зависимости от преобладания тех или иных составных частей различают песчаные, глинистые, известковистые, доломитовые мергели.

2 Классификация покрышек

Наиболее общепризнанными классификациями покрышек, являются разработки А. А. Ханина и Э. А. Бакирова.

К флюидоупорам (покрышкам) относятся плохопроницаемые породы, перекрывающие нефтяные и газовые залежи. Роль пород флюидоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриды и некоторые другие разности горных пород. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минералогическому составу.

Наиболее широким распространением пользуются глинистые покрышки. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более упругие, чем соль и не являются надежными экранами. Однако абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы могут стать породами-коллекторами.

2.1 Площадь распространения покрышек

По площади распространения покрышки делятся:

1) Региональные – распространены в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части, характеризуются значительной мощностью и литологической выдержанностью.

2) Субрегиональные – распространены в пределах нефтегазоносной области или большей ее части,

3) Зональные – распространены в пределах зоны или района нефтегазонакопления,

4) Локальные – распространены в пределах отдельных местоскоплений, обусловливают сохранность отдельных залежей.

2.2 Классификация покрышек по соотношению с этажами нефтегазоносности

По соотношению с этажами нефтегазоносности покрышки подразделяются на:

1) Межэтажные – перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных местоскоплениях или разделяют их в полиэтажных местоскоплениях;

2) Внутриэтажные – разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности.

2.3 Классификация покрышек по литологическому составу

Однородные(глинистые, карбонатные; галогенные) - состоят из пород одного литологического состава

Неоднородные:

- смешанные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) – состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости

- расслоенные – состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи; наиболее распространенными являются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород. Если экранирующие свойства глинистых и соляных пород объясняются (до определенных пределов давления и температуры) их повышенной пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки (флюидоупоры).

3 Факторы снижения экранирующих свойств флюидоупоров

К факторам, снижающим экранирующие свойства пород-флюидоупоров, относятся: трещиноватость, неоднородность, малая мощность и большая глубина залегания.

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, могут пропускать флюиды.

Степень однородности покрышек играет важную роль в экранирующих свойствах: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество. Алевролитовая примесь при увеличении ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами.  Абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует.  В.П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. 

На больших глубинах из-за потери воды глинистые породы становятся хрупкими и могут стать породами-коллекторами.

В основу классификации А.А. Ханина положен петрофизический принцип, который показан в таблице 1.

Таблица-1 – Классификация покрышек А. А. Ханина

Группа	Экранирующая способность	Проницаемость по газу, мкм2	Давление прорыва газа, МПа
А	Весьма высокая	≤10-9	≥ 12
B	Высокая	10-8	8,0
C	Средняя	10-7	5,5
D	Пониженная	10-6	3,3
E	Низкая	10-5	0,5

 

4 Свойства флюидоупоров

Породы, содержащие нефть, газ и воду, находятся в неразрывной связи с ограничивающими их слабопроницаемыми породами, называемые общим термином флюидоупоры, через которые фильтрация идет очень слабо, и поэтому в ловушках возможно накопление и сохранение в течение более или менее длительного времени (миллионы лет) залежей углеводородов. Флюидоупоры, перекрывающие залежь, называют покрышками. Они могут быть эффективны для сохранности залежей в определенных пределах, при давлениях, которые создались при формировании залежи. Минимальное перемещение (хотя бы диффузия) через покрышку, конечно, происходит, но при сохранении стабильных условий существования залежи масштабы этого перемещения очень малы.

Обычно скорость фильтрации (пропускная способность) через надзалежные покрышки значительно меньше скорости накопления углеводородов. Скорость может быть недостаточной для рассеивания образовавшихся скоплений углеводородов на протяжении многих миллионов лет при неизменной или слабо меняющейся общегеологической обстановке. Когда же условия (тектонические, литологические и др.) начинают существенно изменяться, покрышка становится неэффективной и залежь разрушается.

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изменений, трещиноватости. Большое значение для экранирующих свойств глин имеют находящиеся в них вода и органическое вещество.

Природные глины являются высокодисперсионными системами и представлены различными минерально-структурными разновидностями. Глинистые породы как флюидоупоры эффективны в определенном интервале глубин, давлений и механических свойств (главным образом пластичности). Многое зависит, конечно, от минерального состава и от возраста глинистых пород. Глины представлены различными минерально-структурными разновидностями. В основном встречаются гидрослюдистые (иллитовые), разбухающие или смектитовые, прежде всего монтмориллонитовые и каолинитовые, глины. С увеличением глубин может возрастать роль хлоритов, встречаются магнезиальные разности глинистых минералов.

Структурно-текстурные особенности глинистых илов складываются при осаждении. Преобразования происходят и далее в диагенезе, а особенно существенные в катагенезе уже в глинистых породах.

Обычно глинистые частицы (чешуйки) имеют вид пластинок, ограниченных плоскими субпараллельными базисными поверхностями. Боковые стороны этих частиц представляют собой сколы, где кристаллическая решетка чаше всего деформирована (была подвержена деградации в результате гипергенеза и транспортировки), и заряд поверхности чаше всего не уравновешен. Частицы, разделенные в осадке жидкой средой, могут испытывать притяжение, особенно сильно оно может проявляться на боковых сколах из-за неравномерного перераспределения электростатических зарядов, это и определяет процессы коагуляции. В придонной части водоема, где концентрация частиц нарастает, коагуляция развивается более интенсивно. Большое значение имеет и характер среды. Например, чешуйки каолинита в слабокислой среде коагулируют очень быстро, а в слабощелочной образуют устойчивую суспензию. Вследствие коагуляции образуются микроагрегаты чешуек, сочетание которых образует различные пространственные структуры. В тех условиях, когда глинистые частицы находятся в достаточно стабилизированном состоянии, в спокойных условиях среды они образуют осадок с однородной ориентацией частиц на дне бассейна. В результате осадкообразования возникает очень рыхлая гелеобразная высокопористая масса. Осадки характеризуются высокой обводненностью, в них возникают микроагрегаты глинистых частиц со структурами различных типов. Сочетание частиц внутри них различное, не только по типу базис–базис, но и по типу базис-скол или скол–скол. Если стабилизация боковых сколов по сравнению с базисными поверхностями низкая (заряды не сбалансированы), происходит образование сетчатой структуры типа «карточного домика».

В. И. Осипов, В. Н. Соколов и В. В. Еремеев различают три разновидности наиболее широко распространенных микроструктур. Например, для осадков каолинитового состава наиболее характерны микроагрегаты, строение которых напоминает сдвинутую колоду карт, микроагрегаты со слегка закрученными краями, в глинистых осадках смектитового и смешанно-слойного состава образуют замкнутые кольцевые ячейки.

В диагенезе начинается структурное упорядочение гелеобразной массы, происходит аградация (совершенствование кристаллических решеток) глинистых минералов при повышенном содержании магния и калия в иловых водах. За счет разложения органического вещества образуются СО₂, СН₄, Н₂ и жирные кислоты. Образуются также гуминовые, аминовые кислоты, сероводород и другие продукты. Соединения гуминовых кислот (гуматы) активно адсорбируются на поверхности глинистых минералов с образованием органоминеральных комплексов. Это повышает стабилизацию глинистых частиц. Часть воды постепенно отжимается, с ней уходят и некоторые продукты преобразования органического вещества. Остающиеся в осадке органические соединения более прочно закрепляются на поверхности глинистых минералов, снижая их гидрофильные свойства.

В процессе дегидратации к концу диагенеза основным видом воды в осадке является связанная вода. В связи с уплотнением происходят сближение и укрупнение микроагрегатов, уменьшение размеров пор и их закрытие. С другой стороны, в некоторых случаях при диагенезе может происходить образование сплошной глинистой массы из различно ориентированных частиц. В спокойной среде чещуйки укладываются своими базисными плоскостями однообразно. Одной из причин этого может быть выжимание флюидов из осадка в виде восходящих мелких струек воды и газов.

При катагенезе происходит дальнейшее уплотнение уже сформировавшейся породы, изменение состава поровых вод, раскристаллизация коллоидов, аутогенное минералообразование. В связи с этим происходит и упрочнение структурных связей, намечается формирование новых текстур. В глинистых породах, по данным В. И. Осипова, В. Н. Соколова и В. В. Еремеева, могут существенно различаться способы расположения частиц (микротекстуры). При ламинарной микрослоистой текстуре отмечается высокая степень упорядоченности, ориентации составляющих структурных элементов в плоскости напластования, порода характеризуется отчетливой анизотропией. Размеры пор составляют первые микроны, при низком содержании алевритовых примесей экранирующие свойства высокие. При вихревом «турбулентном» распределении материала листообразные изогнутые агрегаты глинистых частиц как бы обтекают мелкие алевритовые зерна и другие включения. В глинистых породах турбулентного строения размеры агрегатов могут достигать 20 мкм, диаметры пор изменяются от 0,06 до 10,2 мкм.

Большое значение для изменения свойств глин в катагенезе имеет явление трансформации вида воды, переход связанной воды в свободную, при росте температур и повышении энергетического уровня в породной системе происходит ослабление связей диполей воды с поверхностью кристаллической решетки минералов, увеличение объема свободной воды связывают со второй стадией дегидратации. Она начинается с 1,2 км или несколько глубже и продолжается до глубины 3 – 4 км, ее связывают с гидрослюдизацией разбухающих глинистых минералов (например, монтмориллонита). Начало и темп дегидратации различны. Многие авторы считают, что начало выделения связанной межслоевой воды происходит при температурах плюс 65 до плюс 110 °С (по М. Барету и Ч. Уиверу). Глубины при этом могут быть разные в зависимости от темпов погружения, геотермического режима и интенсивности осадконакопления. В течение второй стадии дегидратации увеличение объема воды в связи с переходом из связанного в свободное состояние будет противодействовать фильтрации каких-либо веществ через породу, и таким образом будет улучшать свойства пород как покрышек. Если уход дополнительных объемов воды затруднен (в разрезе отсутствуют пористые породы, которые могли бы поглощать эту воду), то в глинах возникает аномально высокое пластовое давление (АВПД), превышающее гидростатическое. До определенных пределов АВПД будет способствовать повышению экранирующих свойств глинистых пород. Но затем может наступить момент превышения прочности породы, чрезмерно возросшее давление вызовет образование множественных гидроразрывов, будет активно развиваться трещиноватость, а глина будет терять свои экранирующие свойства.

Постепенно в породах происходит рост прочности структурных связей. Повышение давления и температуры приводит к уменьшению толщины гидратной пленки между агрегатами, а затем к ее прорыву и образованию более прочных контактов частиц породы. При этом происходят снижение и потеря пластичности. Однако на этом этапе породы еще способны гидратироваться, набухать при увлажнении в отсутствии противодействующему этому процессу прилагаемому извне давлению. Экранирующие свойства сохраняются.

Определенную роль в изменении свойств глинистых покрышек играет геологическое время, что было показано А.А. Ханиным и др. При сравнении однотипных, но разновозрастных глин девона, глин Волго-Урала и мезозойских глин Предкавказья, залегающих на одних и тех же глубинах, оказалось, что геологическое время действия нагрузки имеет большое значение. Глины среднего-верхнего девона в разрезе Мухановского месторождения в Волго-Уральской нефтеносной области на глубине около 3 км имеют плотность примерно 2,69 г/см³, в то время как глинистые породы нижнего мела в Восточном Предкавказье (Прикумская зона поднятий), залегающие в таких же спокойных условиях на таких же глубинах, характеризуются плотностью 2,46 г/см³ (данные А. А. Ханина). Глины девона за прошедшее время уплотнились больше мезозойских.

1 – флюидоупоры; 2 – газонасыщенные слои; 3 – водонасыщенные слои; 4 – разломы

Рисунок 1 – Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения

5 Особенности структуры покрышек

Большое значение для изолирующих свойств имеют примеси в глинах и характер воды в них. Уплотнение глин, содержащих примесь карбонатного материала, происходит более интенсивно по сравнению с некарбонатными на глубинах примерно до 3 км. По-видимому, большее содержание связанной воды в некарбонатных глинах сказалось на относительно более высоком противодействии уплотнению, чем у глин карбонатных, характеризующихся меньшим количеством и меньшей толщиной слоя прочно связанной воды. Ниже 3 км возрастающие температура и давление нивелируют эти различия за исключением отдельных случаев.

Даже небольшая примесь алевритового материала резко изменяет структуру глин. Более чистые разности глин по сравнению с алевритистыми уплотняются более интенсивно и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов (0,001 мкм и менее). При добавлении даже 9-10% алевритовых зерен однородность нарушается, размеры пор изменяются в широких пределах от 0,001 до 0,5 мкм и даже десятков микрон.

Размеры поровых каналов и их распределение имеют большое значение для экранирующих свойств глинистых пород. Структура порового пространства глин изучается методом вдавливания ртути (ртутная порометрия).

Вопрос о минимальной мощности глинистой покрышки не имеет однозначного решения. Эта величина зависит от состава и структурно-текстурных особенностей глин, а также от глубин, на которых образуются скопления углеводородов, их гидродинамического режима и т.д. Обычно считается, что пятиметровый слой глины достаточен для того, чтобы удержать самостоятельную залежь. Можно считать установленным, что при однородном составе высота залежи находится в прямой зависимости от мощности глинистой покрышки, т.е. чем более мощная покрышка, тем полнее ловушка заполнена углеводородами, залежь является более крупной. Газовая залежь высотой 215 м в нижнемеловых песчаниках месторождения Газли в Узбекистане удерживается покрышкой мощностью 104 м. В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне не установлена четкая статистическая зависимость между мощностью покрышки и высотой залежи, что объясняется различными причинами (различным составом глин, молодым возрастом залежей и др.). В Уренгойском месторождении почти 200-метровая газовая залежь перекрывается 600-метровой покрышкой.

Во всех случаях при различном составе и степени изменения глин повышенная мощность покрышки благоприятна для сохранения залежи, так как даже в толще достаточно сильно уплотненных глин обеспечивает большую вероятность существования слоев, не нарушенных сквозными трещинами.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Покрышка, способная удерживать нефть, может оказаться неэффективной в отношении газа. Сечение поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных углеводородов, может быть достаточным для диффузии молекул метана, особенно если она происходит в течение длительного геологического времени. Именно поэтому залежи газа под глинами распространены больше всего в молодых мезокайнозойских отложениях, тогда как в древних палеозойских толщах под глинистыми покрышками содержится лишь незначительная доля общих запасов газа палеозоя (всего 12%).

Лучшие покрышки формируются в отдаленных от суши участках шельфа и на прилегающей части континентального склона на глубинах 300-500 м в условиях спокойного гидродинамического режима. Они характеризуются однородным строением, преобладанием смектитов (монтмориллонита при условии его образования на континенте и сносе в бассейн осадконакопления), содержание алевритовых частиц и карбонатов низкое, примесь органического вещества в основном планктонного (сапропелевого) типа. В обменном комплексе соотношение натрия к кальцию изменяется от 6 до 12. В процессе погружения этих глин до 5 км они сохраняют пластичность, способность к трещинообразованию слабая. Проницаемость покрышек, сложенных такими глинами, составляет 10 – 5 мД. Подобные глинистые отложения формируют лучшие покрышки I класса.

Другое качество покрышек, сложенных отложениями, накопившимися также в условиях спокойного гидродинамического режима, в составе которых преобладают иллитмонтмориллонитовые компоненты с частицами размером 0,1 – 0,2 мкм. Содержание песчано-алевритового материала в этих отложениях не превышает 10 – 20%, карбонатов около 1%, органическое вещество преимущественно того же типа, что и в предыдущей группе. Проницаемость таких глин по газу составляет 10 – 5 мД. Глинистые породы такого генезиса образуют покрышки II класса с весьма высокими изолирующими свойствами.

Если отложения накапливаются на шельфе в основном на глубинах до 200 м в условиях относительно спокойного гидродинамического режима и образуют преимущественно однородные глинистые пласты, а в глинистой фракции преобладают смешаннослойные (иллитмонтмориллонитовые) образования и иллит с размером чешуек не менее 3 мкм, экранирующие свойства характеризуются следующими показателями: содержание песчано-алевритового материала 20 – 30%, карбонатов – 1 – 2%, органическое вещество смешанного состава. Соотношение обменных катионов натрия и кальция составляет 3 – 5. При усилении категенетических изменений проявляется микротрещиноватость. Эти породы представляют хорошую покрышку для нефти и несколько худшую для газа при отсутствии трещин.

Отложения, накапливающиеся на глубинах до 100 м в условиях слабого влияния возмущающих потоков, например в периферических частях авандельт, отнесены авторами к покрышкам IV класса. Глинистая фракция представлена в основном иллитом и смешанно-слойными с размерами чешуек от 1 до 3 мкм. Глины могут быть обогащены алевритовыми прослоями, алевритовые зерна присутствуют и в глинах в виде примеси, содержание карбонатов составляет около 20%. Соотношение обменных катионов натрия и кальция 2 – 4. В процессе литогенеза развивается трещиноватость. Проницаемость образованных этими породами покрышек составляет по газу 10 – 3 мД. Породы, отнесенные к IV классу, диффузно проницаемы для газа и практически непроницаемы для нефти.

Покрышки, породы которых образуются в шельфовых условиях на глубинах 50-70 м в условиях относительно активной гидродинамики, наряду с глинами содержат прослои алевро-песчаного материала. Глины имеют полиминеральный состав с преобладанием в глинистой фракции ненабухающих минералов (иллит, каолинит, хлорит) с размером чешуек 0,5-3 мкм. Содержание песчано-алевритовой фракции достигает 40-50%, карбонатов — до 5%, в породах содержится преимущественно органика гумусового типа. В ходе литогенеза породы приобретают микротрещиноватость. Покрышки, сложенные такими породами, характеризуются проницаемостью по газу 10-2мД. Они проницаемы для газа и слабопроницаемы для нефти. Их относят к V классу.

Среди отложений подвижного прибрежного мелководья на глубинах 30—50 м образуются толщи переслаивания, в которых глинистые прослои сильно опесчанены. Содержание алевро-песчаного материала в них достигает предельных значений, содержа¬ние карбонатов – до 5% и более, примесь органического вещества преимущественно гумусового типа незначительна. Глинистая фракция характеризуется полиминеральным составом (преобладают иллит, хлорит, каолинит), размеры чешуек до 3 мкм. Содержание обменных катионов натрия и кальция не превышает 1-3. Проницаемость пород по газу 10-2мД, характерна значительная литогенетическая микротрещиноватость. Породы такого облика практически не могут быть покрышками, авторы рассматриваемой классификации относят их к VI классу.

С учетом местных условий образования фациальный принцип может быть хорошей основой для классификации глинистых покрышек и прогнозирования их экранирующих свойств.

На рисунке 2 можно наблюдать классификацию залежей от коллектора к флюидоупору.

1 – флюидоупор; 2 – газонасыщенный коллектор; 3 – проницаемый неколлектор

Рисунок 2 – Классы залежей газа по видам перехода от коллектора к флюидоупору (верхнеюрский карбонатный резервуар Амударьинской синеклизы)

6 Распространение в природе

Крупные запасы углеводородов сосредоточены под соляными (эвапоритовыми) покрышками. Соли, гипсы и ангидриты являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный поток углеводородов. Выделяются крупные пояса и ареалы соленакопления, некоторые из них охватывают несколько бассейнов. Кембрийские соли служат хорошей покрышкой для месторождений Восточной Сибири, таких крупных, как Ковыктинское газоконденсатное, Талаканское нефтяное и другие на Непско-Ботуобинской антеклизе. Широко известны как флюидоупоры нижнепермские соли кунгурского яруса в Прикаспии и в Волго-Уральской области, формация цех штейн позднепермского возраста на севере Центральной Европы – в Германии, Голландии и в Северном море. Эти покрышки обеспечивают существование очень крупных скоплений газа и нефти: месторождения Гронинген в Голландии, Вуктыльское и Оренбургское в Предуралье, Карачаганак и Астраханское в Прикаспии, нефтяные месторождения Тенгиз и Кашаган (последнее в Северном Каспии). Под триасовыми солями находится много месторождений в Алжире, в том числе крупнейшие нефтяное ХассиМессауд и газовое ХассиР'Мейл. Под солями юрского возраста находятся месторождения в Предкавказье, Средней Азии, очень крупные – в Мексиканском заливе в бассейне Кампус. Вдоль атлантических побережий Южной Америки и Африки целый ряд бассейнов, в которых нефтеносные толщи связаны с солями аптского возраста. Крупный Средиземноморский пояс галогенеза связан с миоценовыми солями в основном позднемиоценового возраста (мессинский ярус). В этом поясе неогеновые соли служат покрышками в месторождениях Румынии, Предкарпатья и в других местах. Многие здесь не упомянуты, однако очевидно, что соленосные покрышки играют очень большую роль.

Их образование и распространение связаны с особыми условиями развития той или иной области, часто они отражают завершение определенного тектонического цикла, например конец ранней перми на обширных пространствах Восточно-Европейской платформы, когда после замыкания солеродных бассейнов возникали континентальные условия. Сульфаты и каменная соль уплотняются уже при погружении на первые сотни метров и служат хорошими флюидоупорами вплоть до растворения на больших глубинах. Вследствие пластичности эвапориты участвуют в образовании более сложных структур, чем глины, и образуют разные варианты экранирования. Пластичные свойства каменной соли более высоки, чем у ангидритов и гипсов, но она быстрее растворяется. Несмотря на высокие экранирующие свойства, через соли могут также перемешаться флюиды прежде всего по трещинам и вдоль разломов. При растворении в солях образуются каверны и в них могут скапливаться нефть и газ, в результате чего образуются залежи. Кроме того, постоянный поток в солях идет в виде пузырьков, заполненных рассолами, в которых видны капельки нефти. При погружении давление в газе, находящемся в пузырьках, возрастает, под влиянием этого образуются микротрещины, по которым флюиды могут перемещаться. Таким образом может происходить перемещение углеводородов через соли. Тем не менее качество этих покрышек очень высокое. Практически всегда, если в осадочном бассейне есть соли, в нем присутствуют скопления углеводородов.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, обычно образуются толщами однородных монолитных, лишенных трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей и аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей в условиях пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними имеют сложную поверхность. Карбонатные покрышки быстрее приобретают изолирующую способность (в связи с быстрой литификацией карбонатного осадка). Для них большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют герметичность на больших глубинах из-за разрушения в зонах больших напряжений и в разрывных зонах.

Своеобразные криогенные флюидоупоры связаны с многолетнемерзлыми породами. Они развиты в приполярных северных и южных широтах в Гренландии, на севере Сибири, США и Канады и в Антарктиде. Как было упомянуто выше, они одновременно могут являться и коллекторами. Мощность промерзших пород может достигать 700 – 800 м. В периоды потепления климата толщина этих флюидоупоров постепенно уменьшается до полного исчезновения. Внутреннее строение многолетнемерзлых пород неоднородно, влажность и льдистость распределяются неравномерно. Наряду со льдом присутствует и незамерзшая вода даже при отрицательных температурах, поскольку минерализация ее может быть повышенной. Криогенные флюидоупоры обладают высокими изолирующими свойствами, с ними связан ряд газовых месторождений на севере Западной Сибири. Но их свойства могут изменяться при изменении температуры и давления. После снижения давления часть гидратов разлагается на газ и воду. В верхней части разреза Бованенковского газоконденсатного месторождения на Ямале располагается зона метастабильности газогидратов мощностью до 250 м. В этой зоне часто фиксируются газопроявления, которые существенно осложняют буровые работы и эксплуатацию газодобывающих скважин. В Мессояхском газовом месторождении на северо-востоке Западной Сибири в неглубоко залегающих залежах при низких пластовых температурах происходит обильное гидратообразование. Являясь частью залежи, они в то же время могут рассматриваться и как экраны для газонасыщенных частей пласта.