Коэффициенты водонасыщенности и нефтенасыщенности. Физическая характеристика горных пород, слагающих месторождения нефти и газа, зависит от условий и особенностей осадконакопления и литификации и определяются

Физическая характеристика горных пород, слагающих месторождения нефти и газа, зависит от условий и особенностей осадконакопления и литификации и определяются, прежде всего, свойствами пород-коллекторов.

Коллекторами нефти и газа являются пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке месторождений. Это в основном пески и песчаники (в том числе глинистые), алевролиты, пористые доломиты и известняки, конгломераты, трещиноватые и кавернозные породы (доломиты, известняки, мергели, сланцы). К непроницаемым породам относятся глины, аргиллиты, песчанистые глины и песчанистые аргиллиты, соли, гипсы, ангидриты, малопористые известняки и доломиты.

Качество коллектора определяется его фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), называемыми коллекторскими — пористостью, проницаемостью, а также иефтегаэоводонасыщенностыо, глинистостью и др.

Определение коллекторских свойств основывается на различии физических свойств твердой фазы, жидкостей и газов, насыщающих поровое пространство.

По физическим свойствам тиердую фазу целесообразно разделить на две составляющие:

1) жесткую (скелетную), представленную алевритовыми, псаммитовыми, гравелмтовыми фракциями кварца, кальцита, доломита, ангидрита и других твердых минералов; содержание скелетной составляющей в единице объема породы оценивается коэффициентом k_ск;

2) пластичную (глинистую), образованную пелитовой фракцией— преимущественно минералами класса глин — монтмориллонитом, бейделлитом, иллитом, каолинитом и другими полуторными оксидами Al, Fe и других металлов; содержание пластичной составляющей в единице объема породы оценивается коэффициентом глинистости.

Большая часть минералов, входящих в скелетную составляющую твердой фазы, сравнительно мало различаются по физическим свойствам. Исключением являются лишь некоторые акцессорные минералы, например сульфиды, электрическое сопротивление которых нередко на много порядков отличается от сопротивления основных породообразующих минералов; магнетит, в такой же степени отличающийся по магнитной восприимчивости; минералы группы урана и тория, характеризующиеся естественной радиоактивностью, значительно превышающей радиоактивность основной массы скелетной составляющей. Присутствие перечисленных минералов в значительных количествах может существенно изменить физические свойства твердой фазы.

Незначительно различаются по физическим свойствам и глинистые минералы, образующие пластичную составляющую твердой фазы. Отличительная особенность пластичной составляющей— значительная анизотропия ее электрических, термических и упругих свойств и зависимость этих свойств от характера залегания глинистых минералов — рассеянного или слоистого.

Жидкая фаза также подразделяется на два компонента: водный, представленный растворами солей, и углеводородный— нефть, конденсат. Их содержание в единице объема по-рового пространства оценивается коэффициентами водонасыще-ния и нефтенасыщеиия, объемной влажностью и объемным нефтенасыщеинем.

В состав газовой фазы входят углеводородные и благородные газы, В практике изучения нефтегазоносных коллекторов доли объема порового пространства, заполненного нефтью и газом, оцениваются коэффициентом нефтегазонасыщения kнг: kнг=1-k_в, где k_в — коэффициент водонасыщения.

Основные признаки коллектора — достаточно высокие пористость и проницаемость. С петрофизической точки зрения главнейшими показателями коллекторов являются наиболее яркое проявление признаков, характеризующих физические свойства сред, заполняющих поровое пространство, и деградация признаков, типичных для пластичного компонента твердой фазы, присутствие которого резко снижает проницаемость породы.