8. Состав и геолого-физические свойства пород-коллекторов.

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для разработки залежи интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная пористость определяется объёмом всех пор в породе, открытая — сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объёма открытых (сообщающихся) пор к объёму образца породы — коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует ёмкостные свойства пород–коллекторов

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы. Многие породы оказываются практически непроницаемыми для флюидов из-за наличия капиллярных и субкапиллярных пор. Почти все осадочные породы, слагающие нефтяные и газовые пласты (пески, песчаники, известняки, доломиты и др.), в той или иной степени проницаемы.

В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость -- проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Коэффициент абсолютной проницаемости теоретически характеризует только физические свойства породы. При движении жидкостей в пористой среде на велечину ее проницаемости оказывают влияние физико-химические свойства жидкостей. Поэтому в качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемост порд, определенной по газу (чаще всего по азоту).

Эффективная (фазовая) проницаемость -- проницаемость пород для данного газа или жикдости при наличии в порах многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит не только от физических совйств породы, но и от насыщенности ее жидкостью или газом и от их физико-химических свойств.

Коэффициентом нефтенасыщенности (газонасыщенности ) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Относительная проницаемость -- отношение эффективной проницаемости этой среды к абсолютной.

Коэффициентом водонасыщенности ' 'коллектора, со'держащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора — Кн + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора — Кг + Кв = 1; 

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть    Кг +  Кн + Кв = 1

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 – 50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 – 50 %.