Нефть или газ, находящиеся в поровом пространстве породы, извлекаются лишь частично. В связи с этим различают коэффици­ енты извлекаемого и остаточного нефтенасьпцения (газонасыщения), сумма которых равна К„ (Кг):

—Кнлав + Киосх.

В частном случае для гидрофильной нефтенасыщенной породы

К „ + К в = ^н.иэв + ^н.ост + К в.попв + ^в.ост = 1 •

Если поры нефтеносной породы не содержат свободнопо­ движной воды (А'в.подв = 0), что происходит чаще всего, то

к» + Кв " ЛГн.ИЗВ"I" ^н.ост + Л^В.ОСТ= 1•

1.3. Глинистость горных пород

Глинистость осадочных пород - это их свойство содержать частицы с 4)ф < 0,01 мм (реже с <£>ф< 0,001 мм), т. к. частицы таких малых размеров особенно влияют на свойства осадочных пород. Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), облом­ ками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов (гипс), сульфидов (пирит, марказит) и других минералов. Размеры глинистых частиц, их адсорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различных по составу глинистых ми­ нералов.

Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, занимающих пространство между более крупными зернами или разделяющую их между собой, называют рассеянной глинисто­ стью, в противоположность глинистости слоистой - свойству пород иметь в своем составе тонкие прослои глин.

Свойство пород содержать различную массу Мс.Гл(или объем Гс.гл) сухих глинистых частиц на их массу Мс (или объем Vc) в сухом состоя­ нии оценивается удельной массовой глинистостью ^ л.„= Мс.т/ М« (или удельной объемной &гл.м = Гс.™/ Vc). Отсюда

где 5Т, 8 с.гл и 8 С - плотности соответственно твердого, сухого гли­ нистого компонентов породы и сухой породы. Удельная массовая глинистость осадочных пород изменяется от нескольких единиц до 90 % и более.

Правильнее оценивать удельное объемное содержание набу­ хающего глинистого компонента квт во влажной породе по формуле

где Ув.гл - объем влажной (набухающей) глины в объеме У„.п влаж­ ной породы.

Степень заполнения пространства между песчано-алеври­ товыми, карбонатными или другими зернами глинистым материа­ лом характеризуется величиной относительной глинистости т|гл - отношением объема Ус.гл сухого глинистого компонента к сумме объемов Vn0p пор породы и Ус.Гл сухого глинистого компонента.

1.4. Плотность горных пород

Плотность 5 - физическая величина, которая для однородно­ го вещества определяется его массой в единице объема. Для прак­ тических целей часто используют относительную плотность. Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4 °С, для газов - по от­ ношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (р = 101325 Па, Т= 0 °С). Средняя плотность тел (в кг/м3) 5 = М / У.

Плотность достаточно тесно связана с рядом физико-хими­ ческих свойств горных пород и оказывает влияние на показания ра­ диоактивных, акустических и других геофизических методов иссле­ дования скважин.

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности б на ускорение свобод­ ного падения g. Следовательно, удельный вес является физико-хими­ ческой характеристикой вещества, т. к. зависит от значений g.

Плотность твердой фазы 5Мпород зависит от плотностей со­ ставляющих ее минералов и их соотношения в единице объема этой фазы» которая может быть мономинеральной и полиминеральной. Предел изменений довольно широкий - от 1,5 до 5 103 кг/м3 и более. В первом случае ее плотность совпадает с плотно­ стью породообразующего минерала, во втором - определяется ве­ личиной средней взвешенной плотности минералов.

Жидкая фаза пород обычно бывает представлена пластовой водой или пластовой водой и нефтью. Плотность пластовых вод

всвободном и рыхлосвязанном состояниях зависит в основном от химического состава, минерализации и температуры и изменяется

впределах (0,95-1,2) 103 кг/м3. Природные нефти характеризуются незначительным пределом изменения плотности. В нормальных ус­ ловиях (р = 0,1 МПа, Т = 20 °С) в зависимости от химического соста­

ва 5ц изменяется в пределах (0,7-1,06) 103 кг/м3 Повышенная плот­ ность обычно свойственна окисленной нефти с высоким содержани­ ем асфальтенов и смол. Различие плотностей нефти в пластовых и поверхностных условиях учитывается с помощью объемного коэф­ фициента. Если жидкая фаза состоит из воды и нефти, то ее плот­ ность рассчитывается как средняя взвешенная величина:

5Ж= 5ВVB+ 5НVHy

где 6Ви 8„ - плотности воды и нефти; VBи VH- занимаемые водой и нефтью объемы в единице объема жидкой фазы.

Плотность природных газов 5Гв нормальных условиях зависит от их химического состава и обычно определяется отношением к плотности воздуха при тех же условиях. В отличие от твердой и жидкой фаз, 5Гсущественно зависит от температуры и давления.

Плотность пород 5Пзависит от содержания в единице объема породы твердой Мм, жидкой Мж и газообразной Мг фаз и соответ­ ственно их плотностей 5М, 5Ж, 5Г. Плотности отдельных фаз опре­ деляются следующим образом:

6М= Мм / Ум; 5Ж= Мж / Уж; 5Г= Мг / Уг. Отсюда плотность породы

5п = Мп/У п = (Мм + Мж + Мг)/К п.

Свойство пород пропускать через себя жидкости, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью. Про­ ницаемость является мерой фильтрационной проводимости породы. Ее подразделяют на физическую (абсолютную), фазовую (эффек­

тивную) и относительную.

Физическая проницаемость соответствует проницаемости

породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе, и количествен­ но оценивается коэффициентом физической проницаемости Кщ,- В уравнении Дарси Кпр является коэффициентом пропорционально­ сти между скоростью фильтрации Уф однородной жидкости (газа) и градиентом давления Др / L:

расход жидкости (газа) в единицу времени (м3/с) через сечений F (м2) пористой среды. Отсюда коэффициент проницаемости (м2)

K„p = Q \iL I F А р.

За единицу проницаемости значением в 1 м2 принимаем03 проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра' зец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Да расход жидкости вязкости 1 Па с составляет 1 м3/с. Физически 9та единица измерения проницаемости характеризует величину пД0' щади сечения каналов пористой среды, по которым происходя-1' фильтрация. Практической единицей измерения проницаемое™ является Дарси (Д), равная 1,02-1012 м2 ~ 1 мкм2 Величина, равДая 0,001 Д, называется миллидарси (мД).

проницаемость коллекторов колеблется в широких пределах от 0,П О до 310-12м2 и более. Наибольшее распространение имеют коллекторы с проницаемостью (0,2-1,02)-1(Г12 м2

Основным фактором, влияющим на коэффициент проницае­ мости пород, является структура их порового пространства, харак­ теризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации.

Фазовая и относительная проницаемость. В нефтегазона­ сыщенных породах-коллекторах одновременно присутствуют две или три фазы (нефть-вода, газ-вода, газ-нефть-вода). Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить от­ дельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) прони­ цаемостью. Последняя характеризуется своим (для каждого ком­ понента смеси Кпрл, Кпрм и А'пр.г) коэффициентом проницаемости согласно формуле, но при этом в формулу подставляются соответ­ ствующие значения Q и р.

Отношение фазовой проницаемости к физической называют

ОТНОСИТеЛЬНОИ проницаемостью К пр.в —^пр.в^Ч1р> ^ пр.н — ^пр.н^^пр»

К'пр г - KnpJKnp, ее выражают безразмерной величиной в долях еди­ ницы или процентах. Фазовая и относительная проницаемость зависят от характера насыщения порового пространства породы, а также от физико-химических свойств пористых сред и компонен­ тов, насыщающих их смесей. Если часть пор занята какой-либо фа­ зой, то совершенно очевидно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше.