vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

βпл = mп βж +βс = mп (Sн βн + Sв βв )+βс,

где βн – коэффициент сжимаемости нефти; βв – коэффициент сжимаемости воды.

Упругость нефти, например, часто более чем на порядок превышает упругость скелета породы.

Карбонатность горных пород. Характеризует содержание в горной породе солей угольной кислоты (известняка СаСО3, доломита СаСО3 MgCO3, соды Na2CO3 и др.). В терригенных породах карбонатные породы могут выполнять роль цементирующего вещества. Породы продуктивного пласта, содержащие значительное количество карбонатов, могут быть успешно подвергнуты обработке соляной кислотой НCl с целью интенсификации добычи нефти и газа.

2.5. Коллекторские свойства трещиноватых пород

На ряде месторождений коллекторские свойства пласта определяются не только межзерновой пористостью, но и в значительной степени наличием развитых трещин. Залежи нефти в трещиноватых коллекторах чаще всего приурочены к плотным карбонатным породам, а иногда и к терригенным отложениям, которые практически не пропускают через себя жидкости и газы, если в них нет трещин.

Качество трещиноватых пород как коллектора определяется раскрытостью трещин, их числом и густотой.

Густота трещин в какой-либо точке пласта характеризуется объёмной плотностью трещин:

δт = ∆S∆V ,

где ∆S – половина площади поверхности всех трещин в некотором элементарном объёме породы ∆V.

Густота трещин представляет собой отношение числа трещин ∆n, секущих нормаль их плоскостей, к элементу длины ∆L этой нормали:

Gт = ∆n∆L .

Коэффициент трещиноватой пористости определяется отношением объёма трещин к объёму образца породы:

mт = bт δт ,

где bт – раскрытие трещин.

Проницаемость трещиноватой породы определяется по формуле:

k т = 85000 b2т m т ,

где bт – раскрытие трещины, мм;

kт – проницаемость трещиноватой породы, мкм2;

mт – коэффициент трещиноватой пористости, доли единицы.

30

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Из последней формулы видно, что проницаемость трещиноватых пород очень большая, например, если bт = 0,1 мм и mт = 0,01, то kт = 8,5 мкм2.

2.6. Запасы нефти и газа

Недра конкретного района характеризуются начальными потенциальными ресурсами нефти и газа. Это все ресурсы углеводородов, которые по геологическим оценкам и данным разведки могут содержаться в осадочных отложениях данного региона. Они представляют собой сумму категорийных запасов и ресурсов. Если в районе ведётся добыча нефти и газа, то оставшиеся в недрах на определённый момент потенциальные ресурсы углеводородов называются текущими потенциальными ресурсами. Классификация ресурсов нефти и газа приведена на рисунке 2.3.

Начальные потенциальные ресурсы

Рисунок 2.3 – Классификация ресурсов нефти и газа

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Различают две группы запасов нефти и газа:

геологические – запасы, подсчитанные непосредственно в залежи, удовлетворяющие промышленным и горнотехническим условиям эксплуатации;

остаточные – запасы, выработка которых на данном этапе нерентабельна вследствие их малого значения, сложности условий эксплуатации, плохого качества нефти и газа или весьма низкой производительности скважин.

По геологическим запасам рассчитывают извлекаемые запасы, т. е. те, которые можно извлечь из недр при оптимальном режиме разработки залежи до предела экономической эффективности с применением передовых апробированных для данных конкретных условий технологий и техники добычи, а также с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.

По степени изученности месторождения и готовности его к эксплуатации выделяют запасы достоверных и предполагаемых скоплений углеводородов. Достоверные скопления подразделяются на четыре категории: А, В, С1 и С2. Запасы категорий А + В + С1 называют промышленными (доказанными). Их подсчёт базируется на получении притоков нефти и газа в пределах выявленной ловушки, поэтому из их величины исходят при составлении проектов разработки месторождений. Запасы С2 служат основой для постановки поисковых работ на месторождениях.

Выделяют также перспективные ресурсы С3 и прогнозные ресурсы D1, D2. Они количественно характеризуют перспективы нефтегазоносности отдельных литолого-стратиграфических комплексов или крупных структурнотектонических элементов и новых структур.

32