Важливим фактором, який впливає на якість покришок, є їх товщина. Деякі дослідники доказують існування залежності між товщиною покришки та висотою покладу (Жабрєв, 1947; Ушаков, 1955), але тісної кореляційної залежності між ними для різних нафтогазоносних басейнiв не існує [3]. Причина в тому, що в кожному регіоні покришки характеризуються різною формою, будовою, гранулометричним i мінералогічним складом, а також рівнем порушеностi розривами та тріщинами. Однак покращення якості покришки спостерігається в міру збільшення їх товщини.

Проблема вивчення покришок нафтових та газових покладів багатостороння - від вивчення мінералогічного та хімічного складу, петрофiзичних особливостей до деформацiйно-мiцнісних властивостей та фiзико-хiмiчних процесів, які проходять у насиченій флюїдом породі. Не дивлячись на багаточисельнiсть наукових аспектів їх об`єднує одна загальна мета - пошуки надійних критеріїв оцінки екрануючих властивостей порiд-покришок [3,4,5,6 та інші].

Наприкiнцi 60-х років розпочав формуватися самостійний напрямок прямих методів вивчення екрануючих властивостей покришок. До цього напрямку відноситься оцінка якості покришки за її екрануючими властивостями, які включають в собі такі фізичні параметри, як тиск прориву та проникність [7,8,9 та iн.]. Деякі дослідники займались вивченням фiзико-механiчних властивостей гірських порід i їх зв`язку з екрануючими властивостями покришок [6,10,11,12,13,14 та iн.].

Експериментальні визначення екрануючих властивостей покришок нафти i газу вперше були проведені у 1967 році в лабораторії фізики пласта ВНДIГАЗу під керівництвом О.О. Ханiна [7]. В 1975 році в монографії Л.М. Марморштейна розглянуто нову методику дослідження природних екранів [15].

В лабораторії моделювання пластових умов науково-дослiдного інституту геології Арктики, перейменованого в інститут ВНДIОкеанологiї, в 1985 році виконано роботу, яка була присвячена розробці нових методів i апаратури для вивчення структури порового простору i кількісної оцінки екрануючих властивостей порід при різних термобаричних умовах [16]. На прикiнцi 60-х років в США ряд вчених провели експериментальне вивчення низькопроникних порід для вирішення задач проектування i експлуатації підземних газосховищ [17].

Таким чином, багато вчених на основі експериментальних даних прийшли до висновку про те, що кількісними критеріями оцінки якості покришок нафти i газу, тобто їх екрануючих властивостей, є проникність i тиск прориву вуглеводнiв через водонасичену породу [15,16,18,19 та iн.].

В.М. Рижик виділяє три основні фактори, які визначають екрануючi властивості: 1) проникність; 2) пористість; 3) початковий градієнт тиску. В більшій мірі, ніж проникність, екрануючi властивості порід може характеризувати інший гідродинамічний параметр, що враховує тиск i час прориву вуглеводнiв через породу i який залежить від надлишкового тиску в покладі та капілярного тиску в породi-покришцi.

Вiдомо, що порода-покришка за своєю структурою неоднорідна, тому флюїд, який її прориває, знаходить шляхи руху з мінімальним опором. Прорив флюїдом покришки проходить на невелику глибину, якщо тиск прориву дещо перевищує капілярний, але якщо він зростає вище, то проходить прорив на всю товщину покришки [20]. Цим можна пояснити ореоли вторгнення вуглеводнiв, які спостерігаються над покладами, що розглянув (К.А.Анiкiєв, 1977)[21]. Прориваючий тиск для нафти може бути меншим, ніж для системи газ - вода, тому що поверхневий натяг для цієї системи вище, а косинус кута змочування менший за одиницю.

Початковий градієнт тиску фільтрації є суттєвим фактором, який характеризує екрануючу здатність покришки. Вiн залежить від набухання глинистих мінералів, вмісту вологи, температури, солоності та інших факторів [22]. Осмотичний тиск також може викликати підвищення початкового градієнту. Тому фільтрація в породах-покришках можлива лишень після подолання початкового градієнта фільтрації. Оцiнити початковий градієнт дуже важко i тому використовують значення граничного градієнта фільтрації. При визначенні тиску прориву особливу роль відіграє фактор часу.

Таким чином, проникність та тиск прориву є основними критеріями, які характеризують екрануючу здатність порiд-покришок i чим нижча проникність та вищий тиск прориву, тим вища якість покришки [15,23].

Для вираження кількісного значення проникності порiд-покришок, як i колекторів, було прийнято коефіцієнт проникності Кпр, який визначався із рівняння Дарсi з врахуванням поправки на ефект ковзання молекул газу [6,15,24,25 та iн.], але для зручності взаємного співставлення експериментальних даних використовують значення абсолютної проникності, яка вимірюється при фільтрації газу через просушену породу.

Деякі дослідники [26] для того, щоб розрізняти проникність порiд-колекторiв та порiд-покришок, пропонують використовувати замість Кпр порiд-покришок величину, обернену 1/Кпр - коефіцієнт екранування.

Ще одним, не менш важливим фізичним параметром, який характеризує екрануючу здатність порiд-покришок є тиск прориву. Прорив або фільтрація через породу проходить при тиску, який дорівнює або перевищує капілярний тиск. Тому, тиск прориву можна виразити рівнянням Лапласа:

Рпр = 2*s*cos б / r , (2.1)

де s - поверхневий натяг;

б - кут змочування;

r - радіус пор.

Вiдомо, що сили, які викликають переміщення вуглеводнiв, складаються із сил, що оцінюються різницею густин флюїдів та надлишковим тиском в покладі. Їм протидіють капілярні сили i сили тертя, разом з початковим градієнтом.

Л.М. Марморштейн [16], нехтуючи початковим градієнтом, розглянув умови рівноваги сил:

Рпр = ?д*g*H + ?P, (2.2)

де ?д - різниця густин води та вуглеводню;

g - прискорення вільного падіння;

Н - глибина залягання покрівлі продуктивного

пласта;

?Р - надлишковий тиск в покладі.

На основі рівнянь 1.1 та 1.2 Л.М. Марморштейн вивів величину екрануючої здатності породи-покришки Рекр = 1екр. Покришки, у