20. Карти нульової товщини

запропонував Г.А. Хельквіст для вивчення продуктивних відкладів неогену на Апшеронському півострові. Ці карти виявилися дуже корисними за наявності сукупності пористих прошарків, які виклинюються вгору по простяганню пласта (рис. 4.37). Ha нульових товщин показують лише нульову ізопахіту кожного пласта (або прошарку), яка визначає межу поширення піщаної фації (за її межами пласт виклинюється). Складання таких карт за даними розвідувальних свердловин допомагає в подальшому точніше проектувати розробку і роз­міщення експлуатаційних свердловин. Ha рис. 4.37, A з боку випуклої час­тини ліній a, b, c пласти представлені глинистою фацією. Знання взаємно­го розміщення цих ліній дає змогу впевнено проектувати свердловини для розкриття пластів; наприклад, свердловина 1 розкриє лише прошарок а, свердловина 2 — прошарки а і b, свердловина 3 — усі три прошарки. Ha такі карти цілеспрямовано наносять контури нафтоносності по окремих прошарках для одержання потрібних даних стосовно меж покладу нафти.Зональні карти.Зональні карти будують для детального вивчення пластів, які характеризуються фаціальною мінливістю і розшаровуються на окремі витримані по площі прошарки.

21

Пористість (m) — це відношення об’єму порожнин V_n у зразку породи до загального об’єму зразка V₃:

У практиці нафтогазопромислової геології дуже часто використовують коефіцієнт пористості K_n, яким виражають розглянуте вище співвідношен­ня в частках одиниці. Наприклад, якщо пористість у породі 20 %, то її ко­ефіцієнт дорівнює 0,2.

Види порожнин, що створюють пористість, різні за формою, структу­рою і походженням. Це пори (міжзернові порожнини), каверни і тріщини. Розрізняють міжзернову (гранулярну), тріщинну і кавернозну пористість.

Під проникністю гірських порід розуміють їх здатність про­пускати крізь себе рідину або газ за певного перепаду тиску. Визначення проникності порід має виключно важливе значення у нафтовій справі, оскільки цей параметр входить у формули багатьох гідродинамічних розра­хунків руху рідини у пористому середовищі, а також за ним можна побічно дійти висновку щодо нафтогазовіддачі пласта. Існує багато способів, за до­помогою яких визначають проникність порід.

Порода-колектор характеризується наявністю широко розвинутої сис­теми поверхонь поділу між частинками дисперсної фази (мінеральними частинками скелета) і дисперсним середовищем (рідкий компонент).

22.Фізико-хімічні властивості газу

.Хімічний склад. Природний горючий газ — це суміш різ­них, переважно вуглеводневих, газів земної кори. До останніх належать ме­тан CH₄, етан C₂H₆, пропан C₃H₈, ізобутан C₄H₁₀, нормальний бутан C₄H₁₀ і пари рідких вуглеводнів — пентану, гексану, рідко інших. Основною скла­довою частиною вуглеводневих газів є метан, вміст якого здебільшого пе­ревищує 85—90 %. Лише у газах, розчинених у нафті, його частка може зменшуватись і бути нижчою за 60 %. Частка інших разом узятих компо­нентів рідко становить понад 57 %. Причому з ростом молекулярної маси компонента його вміст, як правило, зменшується.

Фізичні властивості. Метан майже вдвічі легший за повітря. Тому його суміші з іншими газами теж легші за повітря. Критична температура мета­ну 82,5 °С, тобто в земній корі він і його суміші не можуть бути у зрідже­ному (скрапленому) стані.Теплотворна здатність природних горючих газів залежить від компо­нентного складу і коливається переважно в межах 33—44 МДж.Розчинність газіву нафті та воді залежить від температури, тиску, вла­стивостей розчинника та складу газу в нафті. Конденсатність газів коливається в широких межах від 0 до 600— 800 см³/м³ і зрідка вище. До конденсатних відносять гази, вміст конденсату в яких становить понад 50 см³/м³.У природі в певних термобаричних і геологічних умовах гази можуть існувати у гідратному стані. Гідратоутворення — це властивість газів за певних температур і тисків утворювати разом з водою кристалогідрати.