1. Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных и терригенных коллекторов углеводородов.

Коллектор углеводородов — горная порода, содержащая пустоты (поры, каверны или системы трещин) и способная вмещать и фильтровать флюиды (нефть, газ, воду). Подавляющее большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты, некоторые глинистые породы) так и хемогенные и биохемогенные (известняки, мел, доломиты), а также смешанные породы.

Фильтрационно-емкостные свойства

Пористость (пустотность)

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). В природе часто наблюдается сочетание различного типа коллекторов с преобладанием того или иного типа. В осадочных породах доминируют гранулярные, но в них чаще всего есть и трещинные, а также кавернозные коллекторы. Пустотами обладают все типы горных пород в той или иной степени, но фильтровать флюиды могут не все.

Проницаемость

Проницаемость — это свойство породы пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Проницаемость зависит от размеров и формы поровых каналов. Единицей измерения проницаемости является Дарси.

Наилучшими ФЕС обладают хорошо отсортированные мелководно-морские (шельфовые, барово-пляжевые) и русловые песчаники. С глубиной осадочного разреза коллекторские свойства ухудшаются в результате литификации, уплотнения пород и уменьшения объема пустот.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрич. состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, кол-ва, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к разл. классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и кол-во её влияют на фильтрац. способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.          Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментац. преобра- зований, за счёт влияния к-рых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород - ранняя литификация, избират. растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов K. н. и г. Наиболее значит. запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

2. Фазовые проницаемости по нефти газу, воде. Эмпирические зависимости для фазовых проницаемостей. Понятие полезной динамической емкости коллектора.

Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

2. Газ в нефти. Параметры, характеризующие свойства газонасыщенной нефти, их оценка (объемный коэффициент, плотность пластовой нефти, давление насыщения пластовой нефти газом, удельный объем растворенного газа, газонасыщенность пластовой нефти).

Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа/нефти/воды — отношение объёма газа/нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения — м³/м³.

Плотность пластовой нефти - масса нефти в пластовых условиях в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется уве­личением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности плас­товые нефти делятся на легкие (J<0,850 г/см³) и тяжелые (J>0,850 г/см^э).

Давления насыщения пластовых нефтей в начале конденсации пластовых газов являются основными параметрами, характеризующими состояние пластовой смеси. Их экспериментальное определение с помощью объемного метода измерения основано на изменении сжимаемости систем при переходе системы из однофазного состояния в двухфазное. Однако такое изменение в момент начала фазового перехода обычно весьма незначительно и проявляет себя уже в области интенсивного фазового обмена. Поэтому погрешность определения этих параметров с помощью объемных методов измерения может быть достаточно большой

Давление насыщения пластовой нефти связано с ее составом и количеством растворенного газа, которое оценивается газовым фактором.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

Давление насыщения газом месторождений в девонских отложениях на юге Ново-Елховского месторождения равно 7 8 МПа, а на Первомайском месторождении - 10 8 МПа. Давление насыщения нефтей каменноугольных отложений меньше и изменяется в пределах 3 - 6 МПа. На залежах Тавеле-Ямашинской группы, например на Шегурчинском и Рокашевском месторождениях, давление насыщения газом выше и составляет 6 - 8 МПа.

Удельный объем – объем, занимаемый единицей массы вещества; величина, обратная плотности: если плотность равна ρ, то удельный объём - 1/ρ.

Газонасыщенность (Газосодержание) — отношение количества газа, растворенного в нефти, к количеству этой же нефти без газа.