Нефтегазовая терминология

Абсолютная (физическая) проницаемость - проницаемость горной породы при заполнении в ней порового пространства на 100% однородным веществом: жидкостью или газом.

Альтитуда - высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности, устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты, шурфа.

Водонапорный режим - режим работы нефтяных залежей, при которых нефть вытесняется из пласта под действием напора контурных вод. Различают два режима упруго-водонапорный и водонапорный.

Водо - нефтяной контакт - поверхность, разделяющая нефть и воду в нефтеносном пласте. В процессе эксплуатации залежи нефти происходит перемещение ВНК.

Газ - природная смесь углеводородных, не углеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, или растворенных в нефти или воде состояниях. А в стандартных условиях только в газообразной фазе. (Метан, этан, пропан, бутан, серные, гелий и др.)

Газовая шапка - скопление свободного нефтяного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта над нефтяной залежью.

Газовое месторождение - одна или несколько залежей газа, приуроченные территориально к одной площади, связанные или с благоприятной тектонической структурой (антиклинальной складкой, куполом и т.д.) или другого типа ловушками.

Газовый режим (режим растворенного газа) - режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного состояния в свободное

Газовый фактор - количество природного газа (в куб.метрах), приходящееся на 1т или 1 м³ нефти.

Газоконденсатная залежь - залежь, в которой углеводороды в условиях существующего пластового давления и температуры находятся в газообразном состоянии. При понижении давления и температуры имеет место явление так наз. "обратной конденсации", при которой углеводороды частично переходят в жидкую фазу и остаются в поровых каналах пласта, из которых их трудно извлечь. Эксплуатация Г. з. во избежание указанных потерь должна производиться с поддержанием давления выше точки обратной конденсации, для чего организуется закачка добываемого газа обратно в пласт после его отбензинивания.

Газонапорный режим - режим работы нефтяной заложи, при котором нефть вытесняется к скважинам под действием напора газа, находящегося в газовой шапке. При снижении давления в нефтяной залежи, залегающей на крыльях структуры, газовая шапка начинает расширяться, оказывая давление на всю нефтяную залежь сверху.

Газо - нефтесборная площадь - зона, недра которой питают газом и нефтью ловушки в зоне газо - нефтенакопления или (и) естественные выходы. Г.-н. п. приурочены к депрессионным областям, характеризующимся более или менее значительной глубиной залегания нефте- или газо - материнских свит, обеспечившей возможности образования и широкой региональной миграции нефти или газа сначала из материнских пород в коллекторы (пласты), а затем по ним к зонам поднятия. При недостаточно глубоком залегании нефтематеринских пород они могут генерировать только горючие газы; соответствующая площадь тогда именуется газосборной.

Газо - нефтяная залежь - залежь, в которой свободный газ занимает всю повышенную часть структуры и непосредственно контактирует с нефтью, занимающей пониженную часть структуры в виде оторочки, причём объём нефтяной части залежи значительно меньше объема газовой шапки. При большой глубине залегания пласта газовая шапка независимо от ее размеров может содержать нефтяные углеводороды в газоконденсатном состоянии.

Газо - нефтяной контакт - поверхность, разделяющая нефть и газ в свободном состоянии при наличии газа в нефтяной залежи в виде газовой шапки. Мощность переходной зоны смешанного нефте - газонасыщения обычно очень мала.

Газопроницаемость - свойство многих веществ пропускать газ благодаря наличию в них сообщающихся между собой пор или трещин. Г. выражается в единицах дарси.

где Q - весовое количество газа, проходящее за 1 сек. через породу и выражаемое в см³, по отношению к нормальному давлению;
р1 и р2 - разность давлений газа на нижней и верхней гранях породы, ат;.
F - площадь поперечного сечения породы, см2;
h - толщина образца породы;
- вязкость газа в сантипуазах;
k - коэффициент газопроницаемости в единицах дарси.

Геологический профиль, или геологический разрез - изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости, проведенной для большей наглядности в крест простирания пород.

Геологический разрез скважины - геологическое описание и графическое изображение последовательности напластований, пройденных скважиной.

Геолого - геофизический разрез - геологический разрез скважины, дополненный типичной каротажной диаграммой. Обычно разрез дополняют типичными кривыми электрического каротажа.

ГЕОСТАР - новая модель электронного эхолот-динамографа ГЕОСТАР-111.ЭДР (эхолот-динамограф-расходомер) производства предприятия ООО "СТК ГЕОСТАР". В настоящее время используется как усовершенствованный аналог модели МИКОН-101.

Гидродинамически несовершенная скважина - гидродинамически несовершенной скважиной является либо по степени вскрытия пласта, либо по характеру вскрытия пласта, либо по обоим признакам вместе, что приводит к уменьшению живой площади сечения фильтрации и к неравномерному ее распределению по стенке скважины.

Горизонт (в геологии) - однородно - литологический пласт или небольшой мощности толща пластов, отличающихся однородным составом пород или содержащих в значительном количестве один и тот же род или даже вид фауны.

Горная порода - минеральная масса более или менее постоянного состава и структуры, обычно состоящая из нескольких минералов, иногда из одного минерала (например гипс), и участвующая в строении земной коры. Г. п. по своему и происхождению делятся на три большие группы: магматические, осадочные и метаморфические.

Горючие газы - природные газы, обладающие способностью гореть. Г. г. обычно состоят из газообразных углеводородов (метана, этана и др.) и являются спутниками нефти, хотя известны и чисто газовые месторождения. Если в горючем газе содержится значительное количество паров газового бензина (газолина), такой газ наз. жирным, при очень малом содержании газового бензина или при его отсутствии газ наз. сухим.

Грабен - опустившийся участок земной коры, заключенный между двумя или несколькими сбросами, отделяющими Г. от сохранивших свое положение соседних участков земной коры.

Давление насыщения нефти газом - давление, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.

Закон Дарси - определяет расход однородной жидкости через пористую среду при ламинарном режиме потока следующей формулой:

где: Q - расход жидкости, см/сек; k - коэффициент проницаемости, дарси; F - площадь фильтрации пористой среды, см2; p1 - p2 - разность давлений, созданных на концах испытуемого образца, ат; L - длина испытуемого образца породы, см; - абсолютная вязкость жидкости, сантипуазы.

На основании закона Дарси определяют коэффициент проницаемости k - весьма существенную величину для характеристики физических свойств нефтеносных пород:

Дебит газа - количество газа в объемно или весовом выражении, выделяющееся из скважины или из какого - либо источника в единицу времени (в час, в сутки и т.д.).

Дебит скважины - количество продукции, которое получается из скважины в единицу времени. Нефть всегда имеет своим спутником нефтяной газ, выделяющийся из нефти при выходе ее на поверхность. Поэтому различают дебит нефти и дебит газа. В некоторых скважинах добывается нефть с водой, иногда в виде эмульсии. Для этих скважин различают дебит воды и дебит эмульсии в добавление к дебиту нефти и газа. В практике промыслов дебиты нефти, эмульсии и воды измеряются обычно в тоннах в сутки, а дебит газа в кубических метрах в сутки. Иногда дебиты воды выражаются в процентном отношении ко всей жидкости, добываемой скважиной, т. е.

Дельта - устьевые и береговые наносные части реки, впадающей в океан, море, залив, лиман, лагуну, крупное древнее озеро. Д. сложены речными наносами (аллювий), прорезанными многими речными рукавами.

Забойное давление - давление на забое работающей (эксплуатируемой) скважины. З. д. замеряется непосредственно в работающей скважине глубинными манометрами.

Заводнение внутриконтурное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды непосредственно в нефтяную залежь. Располагая нагнетательные скважины рядами, можно с помощью 3.в. "разрезать" нефтяную залежь, отличающуюся очень большими размерами, на отдельные участки самостоятельной разработки.

Заводнение площадное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды через нагнетательные скважины, разбросанные по всей площади. Вода при движении по пласту от забоев нагнетательных скважин вытесняет нефть из пор и проталкивает ее по направлению к участкам пониженных давлений в пласте, т. е. к забоям эксплуатирующихся скважин.

Заводнение приконтурное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды в приконтурную, нефтяную часть залежи. 3.п. применяется при ухудшении проницаемости в законтурной (водоносной) честя пласта или при плохой связи между водяной и нефтяной частями пласта.

Закон Генри - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, прямо пропорционален давлению, если температура остается постоянной, а жидкость и газ не действуют друг на друга химически. Коэффициент пропорциональности, входящий в уравнение 3.Г., называется коэффициентом растворимости газа.

Закон Дальтона - в смеси газов, химически не реагирующих между собой, каждый компонент ведет себя независимо от других, т. е. он сохраняет все свои физические свойства независимо от того, сколько других газов находится в смеси с ним. Важнейшее следствие 3.Д,: 1)общее давление газовой смеси Р равно сумме парциальных давлений pi всех водящих в нее газов; 2)парциальное давление отдельных компонентов в смеси равно произведению его мольной (объёмной) концентрации yi на общее давление смеси:

3)при приведении объёмов отдельных газов к общему давлению парциальные объёмы их vi в сумме дают общий объём V, соответствующий давлению Р: . При растворении газовых смей каждый газ растворяется независимо от других пропорционально своему парциальному давлению. Реальные газы значительно отклоняются от З.Д.

Индикаторная диаграмма - графическое изображение зависимости между дебитом скважины и перепадом давления. Строится по данным исследования скважин на притоке. По форме индикаторной кривой судят о законе, по которому происходит фильтрация жидкостей и газа в скважину. Экстраполируя индикаторную кривую, находя потенциальный дебит скважины.

Карбонатность - общее содержание карбонатов в обломочных и глинисто - мергельных породах.

Карбонатные породы (карбонаты) - осадочные породы состоящие из углекислых солей извести, магнезии и закиси железа. Наиболее распространены известняки, доломиты и переходные между ними разности.

Карта - уменьшенное изображение всей земной поверхности или её частей в определённой картографической проекции на плоскости при помощи условных знаков. К. бывают топографические (с изображением рельефа), географические, геологические, геофизические, структурные, административные и др.

Карта изобар - карта, показывающая распределение пластового давления динамического в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ К.и. позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда К.и., построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию.

Карта изопахит - карта равных мощностей.

Карта песчанистости - карта, на которой изолиниями показаны степень и характер изменения песчанистости отложений того или иного стратиграфического или литологического комплекса пластов (в виде абсолютных значений суммарной мощности песчаников).Карты коэффициента песчанистости показывают степень песчанистости относительно общей мощности комплекса пластов (%).

Карта схождения (карта изохор) - карта, на которой нанесены изохоры, т. е. линии равных вертикальных расстояний между двумя согласно залегающими горизонтами: опорным и картируемым. К.с. отображает изменения величины стратиграфического интервала между двумя горизонтами: верхним - опорным и нижним - картируемым. К.с. применяется в тех случаях, когда имеется карта подземного рельефа какого - либо опорного горизонта и требуется определить рельеф нижележащего нефтеносного горизонта.

Коллектор (от лат.colleсtor - собирающий) - пористая или трещинная горная порода, содержащая в своих порах, кавернах и трещинах нефть, газ и сопровождающие их пластовую воду.

Контур газоносности - замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. Вниз от К.г. по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение К.г. в плане определяется проекцией линии пересечения газо-нефтяного или газо-водяного контакта с кровлей (внешний К.г.) или подошвой (внутренний К.г.) газосодержащего пласта.

Контур нефтеносности - граница расположения залежи нефти. Вниз от К.н. по падению пласта, обычно содержится вода. Положение К.н. на карте определяется проектными линиями водо-нефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного пласта (внутренний К.н) или с его подошвой (внешний К.н.), а также с линиями сбросов и надвигов. Часть залежей нефти в пределах внутреннего К.н. наз. зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Верхние слои воды, подстилающие нефтяную залежь в пологих структурах, наз. подошвенной водой.

Кора выветривания - слой выветрелых, разрушенных пород, покрывающих кристаллическое основание, на котором покоится вся осадочная толща. Все магматические породы (граниты, диориты, базальты и др.) подвержены выветриванию под влиянием колебаний физических условий и в результате растворяющего действия природных хим. реактивов. В зависимости от степени выветривания К.в. может быть представлена от крупного щебня до мягкой глины. Мощность К.в. весьма различна: от нескольких сантиметров до сотен метров.

Коэффициент вытеснения - отношение объёма нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области.

Корреляция (от лат. Correlation - соотношение) - сопоставление пластов, горизонтов, а также целых геологических разрезов по литологическому составу, петрографическим свойствам минералогическому составу и электрическим свойствам пород (по величине электрического сопротивления и по самопроизвольной поляризации ПС).

Коэффициент неоднородности пласта - отношение диаметра зёрен фракции песка, которая в сумме со всеми более мелкими фракциями составляет 60% по весу от всего песка, к диаметру зерен фракций составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка. Для однородного по составу и размеру зёрен песка коэффициента неоднородности равен 1.

Коэффициент нефте-газонасыщенности (коэффициент нефтенасыщения) - отношение объёма пор, занятых нефтью и газом, к общему объёму пор породы. К.н.-г. всегда меньше единицы. К.н.-г. определяется обычно оп данным электрического каротажа.

Коэффициент нефтеотдачи - определяется отношением балансовых (извлекаемых) запасов нефти к начальным и показывают количество нефти, возможное к извлечению из недр при существующих методах эксплуатации.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлечённых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам.

Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. К. п. с. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 атм.

Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует скорость распространения давления в упругой пористой среде. Его величина определяется формулой

где - коэффициент пьезопроводности в см2/сек; k - коэффициент проницаемости в Дарси; - вязкость жидкости в пластовых условиях в сантипуазах; m - коэффициент пористости породы в долях единицы; ж - коэффициент сжимаемости жидкости в 1/атм; п - коэффициент сжимаемости породы в 1/атм.

Коэффициент растворимости газа - характеризует способность различных газов растворяться в жидкости того или иного хим. состава при равных условиях температуры и давления. К.р.г. численно равен объёму газа (в м³), растворяющегося в 1м³ жидкости при давлении в 1 атм.

Коэффициент сжимаемости реального газа - показатель отношения объёмов реального и идеального газов при одних и тех же давлении и температуре; является поправочным коэффициентом при применении уравнения Клаперона для реальных газов.

Краевой угол (угол смачивания) - угол, образованный поверхностью раздела двух жидкостей с поверхностью твердого тела. Для гидрофильных тел К.у. меньше 90, а для гидрофобных больше 90. Угол смачивания имеет большое значение в процессе вытеснения нефти из горных пород водой.

Краевые (законтурные) воды нефтяных пластов - воды, окружающие нефть снизу, в погружающейся части нефтеносного пласта. Такая вода наз. нижней краевой водой.

Кривые производительности - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца "жизни" скважины. К. п. строится с помощью методов математической статистики на основе корреляции двух смежных дебитов скважины - предыдущего и последующего (обычно по месяцам). По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов

Критическая температура - температура, выше которой газ не может быть превращён в жидкость ни при каком давлении. Выше К.т. вещество не может находиться в двухфазном состоянии и процессы конденсации и испарения становится невозможными. Давление, соответствующее критической точке, наз. критическим давлением, а объём - критическим объёмом. Применительно к нефтяным газам, состоящим из смеси углеводородов с различными К.т. и давлениями, пользуются псевдокритическими давлением и температурой, представляющими собой суммы произведений относительного содержания данного углеводорода в смеси (в долях единицы, если задано объемное содержание, или молях) и значений критических давлении и температур этих же углеводородом. Отношение давления (температуры), под которым находится смесь газов, к псевдокритическому давлению (температуре) наз. приведенным псевдокритическим давлением (температурой), зная которые можно найти значения коэффициентов сжимаемости реальных газов.

Критический объём газа - объем газа при критической температуре.

Критическое давление - давление, которое необходимо приложить и газу для сжижения его при критической температуре.

Кустовое бурение - бурение нескольких наклонных или вертикальных скважин с одним небольшой площадки или даже из одного устья. В первом случае можно пробурить до 10 и более скважин.

Конденсат - природная смесь в основном лёгких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворённом состоянии, и переходящих в жидкую фазу, при снижении давления, ниже давления конденсации.

Корреляция разрезов скважин - выделение характерных горизонтов и определение глубин их залегания в различных скважинах, производимое по каротажным кривым. Корреляция по каротажным кривым основана на том, что против некоторых пластов наблюдаются характерные особенности в. конфигурации каротажных кривых. Наиболее характерные участки кривых, облегчающие сопоставление разрезов выделяют как реперы. Корреляция обычно производится по кривым электрического, гамма - и нейтронного гамма- каротажа. Наличие каротажных кривых по всей скважне, детальность их и резкое различие в конфигурации против отдельных пластов приводят к тому, что корреляция является основным средством сопоставления разрезов. Однако корреляция по каротажным криввым должно обязательно контролироваться геологическими данными.

Коэффициент эффективной пористости - отношение объёма свободных не связанных между собой пор к объёму всего образца6 породы.

Литология - наука, изучающая горные породы, главным образом осадочные, их состав и физ.-хим. свойства, их происхождение и формы дальнейшего преобразования (диагенез, катагенез, метаморфизм, выветривание). Формально Л. - синоним петрологии (т.е.касается всех горных пород), но обычно термин Л. применяется специально к осадочным породам.

Массивная залежь - это залежь является верхняя поверхность, которой, ограничивают мощные выступы в основном карбонатных пород, представляющих собой единый резервуар. В кровле такая залежь ограничивается слабопроницаемыми породами, а в подошве водо-нефтяным или водо - газовым разделом, секущим массив независимо от характера напластования пород. По генезису и форме ловушек выделяют три подгруппы массивных залежей: 1) залежи в структурных выступах, 2) залежи в эрозионных выступах и 3) залежи в биогенных выступах (в рифах).

Меандры - излучены стареющей реки. Различают М.глубокие (постоянные) и блуждающие; для последних характерно непостоянство их положений в речном русле.

Методы подсчета промышленных запасов газа - для подсчета запасов свободного газа обычно используются объемный метод и метод по падению давления.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа - основан на изучении геологических, физических и химических свойств коллекторов и пластовых флюидов. Большое значение имеют пластовые давление и температура, содержание отдельных компонентов газа (углеводородный состав, СО2, Н2S, N2, Не). Расчет ведется по формуле

где V - извлекаемые запасы газа на дату подсчета, м³;
F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности, м³;
h - мощность пористой части газоносного пласта, м;
m - коэффициент пористости;
р - среднее давление в залежи на дату подсчета, МПа;
р_к - среднее остаточное (конечное) давление в залежи после извлечения промышленных запасов, МПа;
α, α_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля - Мариотта соответственно для давлений р и р_к;
f - поправка на температуру для приведения объема к стандартным условиям;
β_г - коэффициент газонасыщенности;
η_г - коэффициент газоотдачи.

В условиях сложных (трещинных) коллекторов расчет ведется раздельно для матрицы и трещин (разные значения коэффициентов пористости, газонасыщенности и газоотдачи) по методике ВНИГРИ, 1969 г.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления - применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. Следовательно, в случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений получаются в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во все время разработки газовой залежи:

где Q1,Q2 - количество газа в стандартных условиях, добытого на две разные даты;
р1 и р2 - абсолютные пластовые давления в залежи на те же даты (остальные обозначения см. выше).
Метод не требует знания площади, мощности, пористости, но пригоден только для единой залежи, не разделенной на блоки и гидродинамически изолированные поля.

Подсчет извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору (подсчет газонасыщенности нефти) - проводится по формуле:

где Q₀, Q_извл, Q_неизвл - соответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые запасы нефти,м³;
b₀, b - объемный коэффициент пластовой нефти на начальную (при давлении р₀) и конечную (при остаточном, конечном, давлении p_к) даты разработки;
α_k - поправка на коэффициент сжимаемости газа при давлении р_к;
r₀ - первоначальный газовый фактор, м^а/м³;
f - поправка на температуру для приведения к стандартным условиям;
r_к - остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при давлении р_к, м³/м³.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти.

Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях - проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

где Q_о-начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных условиях, м³;
V₀ - начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных условиях, м³;
ρ_к - плотность стабильного конденсата, т/м³;
q - ср. начальное содержание в газе стабильного конденсата, м³/м³ (газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатоотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового давления 0,95.

Подсчет запасов гелия - проводится на основании данных о запасах гелийсодержащих газов и их гелиенасыщенности:

V_Не=V₀η_He

где V_Не - запасы гелия, тыс. м³;
V₀ - запасы природного газа, тыс. м³;
η_He - коэффициент гелиенасыщенности.

Наиболее точное определение содержания гелия возможно лишь путем отбора пластовых проб и их лабораторного анализа.

Методы подсчета промышленных запасов нефти - наибольшее распространение в практике получили объемный, статистический и метод материального, баланса.

Объемный метод -для подсчета запасов применяют формулу

где Q - извлекаемые запасы нефти,т;
F - площадь нефтеносности, м2;
h - нефтенасыщенная мощность пласта, м;
m- коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;
β - коэффициент нефтенасыщенности;
η - коэффициент нефтеотдачи;
ρ - плотность нефти в стандартных условиях, т/м;
θ - пересчетный коэффициент усадки нефти.

Входящие в формулу величины определяются по результатам бурения, испытания, каротажа скважин, лабораторных исследований образцов пород (керна), пластовых вод, нефти и газа. Коэффициент нефтеотдачи зависит не только от свойств коллекторов, нефти и энергетического режима пласта, но также от системы разработки, методов эксплуатации и т. п. Объемный метод может быть использован при любом режиме работы залежи и на любой стадии ее изученности. Для условий сложных (трещинных) коллекторов подсчет запасов ведется раздельно для матрицы и трещин при разных значениях коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и нефтеотдачи (по методике ВНИГРИ, 1969 г.).

Статистический метод - заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчетным путем определяют извлекаемые запасы залежи. Статистический метод применяется лишь для уточнения запасов на поздних стадиях разработки месторождений.

Метод материального баланса - основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления при разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. Для применения метода необходимо иметь детальную информацию о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений: 1) о сохранении объема (массы) флюида - сумма объемов (или масс) добытых и оставшихся в залежи УВ постоянна; 2) о постоянстве объема пор, первоначально занятых УВ, - все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются в пределах того объема пор, который был занят УВ до начала эксплуатации.

Для первого случая

для второго случая

где Q₀ - балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях;
Q_н - накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса;
r_p, r₀ - число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р₀;
6₀ - объемный коэффициент пластовой нефти (однофазной) на начало разработки;
b₁ - объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа;
V_P, V₀- объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении р на дату расчета и при давлении р₀;
r_р -средний газовый фактор за период добычи Q_Н объемов нефти;
δ - отношение объема пласта, содержащего газ в газовой шапке (в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть с растворенным в ней газом (в пластовых условиях);
W - количество вошедшей в пласт воды (об. ед.) за период падения давления от р_о до р;
g₁ - количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления от p_о до р;
ω - объем закачанного в пласт газа (в пластовых условиях), м³;
W₁ - объем закачанной в пласт воды, м³.

Методы увеличения притока жидкости из скважины - комплекс мероприятий, направленных на увеличение проницаемости пласта-коллектора в призабойной зоне скважины.

Кислотная обработка пласта (КОП) - закачка в призабойную зону карбонатных и терригенных с карбонатным цементом коллекторов растворов соляной кислоты (с добавками различных химических реагентов). Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или цемент породы и увеличивает ее проницаемость. Эффективность метода зависит от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и от ее концентрации. Для пластов с очень низкой проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект КОП непродолжителен. Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3% плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.

Гидроразрыв пласта (ГРП) - закачка в пласт жидкости под давлением, иногда близким к геостатическому, в результате чего увеличиваются раскрытость и протяженность естественных трещин и возникают новые. Обычно закачивают жидкости разного состава и вязкости с песком, зерна которого расклинивают трещины. ГРП применяется для уплотненных терригенных и карбонатных пород (часто в комплексе с кислотной обработкой).

Обработка пласта ПАВ - закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на разделе нефть - вода и уменьшающих возможность образования стойких водо-нефтяных эмульсий.

Термический метод обработки пласта - тепловое воздействие на призабойную зону либо нагревателями (электрическими, водоциркуляционными), либо паром. В результате повышения температуры значительно снижается вязкость пластовых нефтей, уменьшается их поверхностное натяжение, растворяются твердые компоненты (парафины, смолы и др.).

Кроме того, для увеличения притока используются перфорация повторная и гидропескоструйная, торпедирование и т. д.

Методы возбуждения притока в скважину - приток жидкости (газа) в ствол скважины во всех случаях вызывается путем снижения в нем давления, что достигается: 1) заменой промывочной жидкости чистой (технической) водой, реже нефтью; 2) снижением уровня жидкости в стволе различными способами. Допустимое понижение уровня (давления) определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (их сцементированностью, трещиноватостью, пластичностью) и обычно не превышает 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта. При отсутствии притока или при его незначительной величине проводят дополнительную промывку забоя водой, осуществляют кислотную обработку вскрытых пород, гидроразрыв, повторную перфорацию обсадной колонны или торпедирование.

Методы геофизические контроля технического состояния скважины - составляют значительную и важную часть исследований, проводимых в бурящихся и добывающих скважинах. К этим методам относятся: термометрия - измерение температуры по стволу скважины; инклинометрия - измерение зенитного угла и азимута наклона скважины; кавернометрия - измерение ср. диаметра скважины; профилеметрия - измерение размера и определение формы поперечного сечения скважины. Широко используются методы контроля качества цементирования скважины, которые позволяют определять высоту подъема цемента в затрубном пространстве и оценивать качество сцепления цемента с обсадной колонной и горными породами.

Применяются и др. методы, позволяющие контролировать состояние обсадной колонны, выявлять в ней дефекты и повреждения, определять местоположение соединительных муфт, оценивать качество перфорации, находить место прихвата бурильной колонны и т. п. В ряде случаев для контроля технического состояния скважины привлекаются методы каротажа, которые в благоприятных условиях дают возможность оценивать пластовые давления, выделять поглощающие или отдающие интервалы в разрезе скважины и т. д. В свою очередь результаты методов контроля используются при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Методы геофизические опробования пластов - вызов притока пластового флюида с помощью специальных аппаратов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле или бурильных трубах, с целью определения характера насыщения испытуемого интервала. Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта. Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пласта.

Испытатели на трубах позволяют получать больше информации, так как они дают возможность создавать большую депрессию на пласт. Эти испытатели снабжены глубинными манометром и термометром. Испытатель устанавливается в выбранном интервале, который при помощи пакерующего устройства изолируется от верхней части разреза скважины (либо от верхней и нижней - при двухпакерной системе). Кроме определения характера насыщения испытатель позволяет оценивать пластовое давление, ср. эффективную проницаемость, дебит притока и т. п.

Методы изучения коллекторских свойств горных пород - предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов. Выделяются три основных класса методов: лабораторные, гидродинамические и промыслово-геофизические. Важнейшие из них перечислены в табл. Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов. Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водо-нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки. Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются па первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

В отличие от лабораторных, гидродинамические методы автоматически усредняют исследуемые параметры по всей призабойной зоне скважины. Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки. Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.

Метод установившихся отборов - метод исследования скважин на притоке, основанный на наблюдениях за несколькими практически установившимися режимами работы скважины. При каждом режиме работы замеряют дебит скважины и динамическое забойное давление в ней. Результаты исследования быстро дают возможность построить индикаторную диаграмму для данной скважины.

Методы интенсификации добычи нефти - комплекс мероприятий, имеющих целью, с одной стороны, сокращение сроков разработки и эксплуатации нефтяных залежей и, с другой, наиболее полное извлечение нефти из пластов (достижение максимального коэффициента отдачи). М.и.д.н. подразделяются на две группы: 1) методы поддержания давления, имеющие целью наиболее активный и полный отбор нефти из нефтесодержащих пластов (коллекторов), и 2) вторичные методы, направленные на извлечение дополнительных количеств нефти из залежей, пластовая энергия в которых истощена или близка к истощению в результате первичной стадии их эксплуатации. Несколько особняком стоит группа методов интенсификации притока нефти и газа к скважинам, направленных к увеличению проницаемости призабойной зоны скважин при помощи кислотной обработки, термохимической обработки или торпедной перфорации призабойной зоны пласта.

МИКОН - устаревшая модель электронного эхолот-динамографа. В настоящее время заменяется усовершенствованной моделью ГЕОСТАР-111.ЭДР (эхолот-динамограф-расходомер) производства предприятия ООО "СТК ГЕОСТАР".

Миграция газа - различные виды передвижения и перемещения газа в толще горных пород. Известны такие виды миграции газа, как его проникновение (фильтрация) через пористые горные породы под действием перепада давления, движение газа по трещинам в толще пород, диффузия газа в воде, нефти, в породах, поры которые заполнены этими жидкостями, а также в глинах, насыщенных водой.

Известны и такие виды М.г. как его перемещение под действием давления из уплотняющихся пластов в пласты, слабо уплотняющиеся, перемещение растворенного в нефти (или в воде) газа вместе с нефтью (или с водой), двухмерная миграция газа по поверхностям кристаллов или частиц горных пород и др.

Миграция нефти - различные виды перемещения и передвижения нефти в толще горных пород. Различают, в первую очередь, первичное перемещение (миграцию) нефти из нефтематеринских (нефтепроизводящих), преимущественно пелитовых пород в различные пористые и проницаемые породы - коллекторы: пески, песчаники, известняки, залегающие в той же нефтематеринской свите. Не решенным до конца вопросом является то физико - химическое состояние, в котором находится мигрирующее вещество - или в виде уже образовавшейся нефти и газа, или в стадии незаконченного преобразования исходного органического вещества в нефтяные углеводороды. Первичная М.н. и газа из нефтематеринских пород в породы - коллекторы происходит вследствие последовательного уплотнения различного вида органогенных илов в процессе их диагенеза и превращения в глины, мергели и т. п., а также в последующее время в стадии катагенеза и давления, развиваемого в результате тектонических преобразований.

Второй основной вид передвижения нефти включает: 1) М.н. в пределах нефтеносного пласта - коллектора и 2) М.н. из одного нефтяного пласта в другой (или другие).

Передвижение нефти в пределах пласта - коллектора носит название боковой миграции (латеральной, внутрипластовой, внутрирезервуарной). Передвижение нефти из одного пласта в другой через толщу пород па называется вертикальной миграцией (межпластовой, внерезервуарной). Боковая М.и. и газа происходит, согласно гравитационной теории, главным образом, вследствие стремления нефтяных углеводородов занять, соответственно их удельному весу, повышенные участки в пределах пласта - коллектора. Вертикальная миграция происходит, главным образом, по трещинам, сбросам и взбросам, являющимся естественными путями, связывающими различные проницаемые пласты - коллекторы в толще горных пород.

Гораздо меньшую роль в качестве факторов, вызывающих М.н. и газа, играют капиллярные силы и явление диффузии.

Нефтематеринская (нефтепроизводящая) порода - порода, содержащая в составе присутствующего в ней органического вещества углеводороды и другие компоненты нефти в рассеянном состоянии (микронефть) и способная при наступлении соответствующей обстановки отдавать их породам - коллекторам. Согласно распространённой точке зрения, наиболее типичными Н.п. являются глины, содержащие рассеянное органическое, вещество, чаще всего в количестве не ниже кларкового (кларк Сорг для осадочных пород равен примерно 1%, а для глин-1,4%). Глины, по сравнению с другими осадочными породами, пользуются, во-первых, наибольшим распространением в земной коре, во-вторых, обладают большой способностью уплотняться. Первое объясняет региональность нефтеносности, второе - неизбежность миграции микронефти в зоны пониженного давления - в поры песчаников, известняков и других коллекторов, а также в зоны трещиноватости.

Н.п. благодаря присутствию органического вещества формировались в восстановительной обстановке, в условиях сидеритовой или сульфидной геохимической фации (в стадию диагенеза) и поэтому содержат соответствующие аутигенные минералы (пирит, сидерит, анкерит и др.).

Не исключена возможность, что Н.п. могут быть и первично-пористые доломиты и некоторые алевролиты, содержащие микронефть и обладающие в то же время коллекторскими свойствами.

Нефтематеринская, или нефтепроизводящая, свита (формации) - толща осадочных горных пород с большим содержанием органического вещества, являющегося исходным материалом для нефти, в дальнейшем мигрировавшей отсюда и скопившейся в покрывающих (иногда и подстилающих) пористых или трещиноватых горных породах - коллекторах. Такие породы становятся нефтеносными, образуются залежи нефти. При боковой миграции скопление нефти происходит в том же стратиграфическом комплексе, при условии перехода плотных битуминозных пород в пористые, кавернозные и трещиноватые породы. В других случаях рассеянная нефть и особенно газы могут переместиться из Н.с. не только в коллекторы смежных толщ, но даже и в пористо проницаемые зоны в метаморфических и магматических породах, образовав там вторичные скопления нефти. Примерами Н.с. могут служить: майкопская свита третичного возраста на Сев. Кавказе, доманиковая толща верхнего девона в Урало-Тиманской области и др.

Нефтематеринские фации - термин, имеющий двоякий смысл: 1) Н.ф. как геолого - географические обстановки, благоприятные для накопления нефтематеринских осадков, и 2) Н.ф. как разновидности пород, являющиеся нефтематеринскими.

При широком понимании нефтематеринских осадков к ним может быть отнесён достаточно большой комплекс различных глинистых, алевритовых и ряда карбонатных илов, содержащих примесь органического вещества, в том числе и нефтяные углеводороды в дисперсном состоянии. Такие осадки формируются в средиземных морях, напр. типа Черного моря, в больших заливах, типа Мексиканского, в относительно мелководных бассейнах, независимо от их солёности, но при наличии достаточно развитого планктона в лагунах и т. д. Считают, что для Н.ф. характерен процесс сероводородного заражения. Для познания генезиса нефти производятся обширные исследования современных аналогов Н.ф.

Нефтенасыщенность пласта - количество имеющейся в пласте нефти по отношению к суммарному объему пор, каверн и трещин в нефтесодержащей породе. В естественных условиях нефть насыщает небольшую часть пор, причем более крупные. Мелкие же поры, вследствие действия сил поверхностного натяжения, заняты водой. Чем больше мелких пор, тем больше в пласте "погребённой" воды. В некоторых пластах количество этой воды бывает довольно значительным - до 40%. "Погребенная" вода в процессе эксплуатации залежи обычно себя не проявляет, и скважины дают безводную нефть.

При наличии в нефтяном пласте подошвенной воды дополнительно проявляется действие капиллярного подъема воды, при котором вода захватывает и более крупные поры. Высота капиллярного подъёма воды тем больше, чем меньше диаметр поровых каналов. Поэтому у контакта вода - нефть вода вытесняет нефть из крупных и мелких пор, а выше только из мелких пор. Образующаяся выше контакта вода - нефть переходная нефти - водяная зона достигает иногда мощности в 2-3м, причем содержание воды в ней постоянно уменьшается кверху.

При понижении давления ниже давления насыщения нефти газом, последний начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти ("окклюдированное" состояние газа), а при наличии хорошей проницаемости коллекторов и достаточного угла наклона пластов выделившийся свободный газ устремляется в повышенную часть залежи, образуя там "газовую шапку". Наличие свободного газа уменьшает нефтенасыщенность пласта.

Нефтеносная свита - принадлежащий какому - либо одному стратиграфическому подразделению комплекс отложений, среди которых некоторые пласты или линзы содержат нефть. Если нефть предположительно образовалась в нефтематеринских породах той же свиты, к которой принадлежат и содержащие залежь породы-коллекторы, то ее наз. первично нефтеносной, если же нефть скопилась в данной свите после вертикальной миграции, такую свиту наз. вторично нефтеносной.

Нефтеносности признаки - К числу Н. п., кроме непосредственного выделения жидкой нефти, относятся: 1) пропитанность пород нефтью; 2) отложения твердых битумов (асфальта, озокерита); 3) выделение горючего газа; 4) наличие грязевых вулканов; 5) нефтяной или битуминозный запах, издаваемый породой, иногда лишь после сильного нагревания ее; 6) окрашивание бензиновой или бензоловой вытяжки определяемой породы. Н. п. указывают на возможное наличие нефти в рассматриваемых породах данного района.

Нефтеносные породы - горные породы, пропитанные нефтью. Обычно нефть пропитывает хорошо пористые породы - пески, песчаники, ноздреватые известняки и др. создавая из таких пород промышленно-нефтеносные горизонты, подлежащие разработке. Нефтеносными породами бывают также глины и т. п. плотные породы, но нефть в них рассеяна и немного сосредоточена лишь в изломах и измятых частях.

Нефтеносный район - совокупность нескольких смежных генетически связанных между собой структур с признаками нефти или совокупность однотипных нефтяных месторождений с аналогичными нефтеносными свитами. Пример: Краснокамско - Полазненский район, состоящий из трех обширных антиклинальных поднятий в Пермской области.

Нефть - маслянистая жидкость, обычно бурого до почти черного, реже буро - красного до светло-оранжевого цвета, обладающая специфическим запахом. Представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью (обычно незначительной) сернистых, азотистых и кислородных соединений. Уд. вес редко ниже 0,7 и выше 1, колеблясь обычно в пределах 0,82-0,89. Низкий уд. вес нефтей (легкие нефти) может быть обусловлен как химическим их характером - преимущественным содержанием метановых углеводородов, так и фракционным составом - высоким содержанием бензина. Тяжелые нефти обязаны своим высоким уд. весом повышенному содержанию асфальтово-смолистых веществ, преобладанию в строении углеводородов циклических структур и низкому содержанию легко кипящих фракций (начальная температура кипения иногда бывает выше 200).

Содержание серы в нефтях обычно ниже 1%, но иногда достигает 5 - 5,5%. Количество парафина колеблется от следов до 10% и выше. Нефти с высоким содержанием парафина отличаются повышенными температурами замерзания (выше 0 и до+20), нефти с низким содержанием парафина застывают при температурах иногда ниже -20. Содержание асфальтово-смолистых компонентов и вязкость тяжёлых нефтей, как правило, выше, чем у нефтей легких.

Нефтяной пласт - пласт горной породы, в той или иной степени пропитанный нефтью. Нефтяные природные газы - газы, состоящие из смеси газообразных углеводородов парафинового ряда (СnН2n+2): метана СН4 (иногда до 99%), этана С2Н6, пропана С3Н8 бутана С4Н10, с примесью азота, углекислоты, сероводорода и паров бензина.

Различают сухой газ - с преобладанием метана - и жирный газ - с повышенным содержанием тяжелых углеводородов.

Нефтеотдача - степень полноты извлечения нефти.

Объёмный коэффициент пластовой нефти - показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменении условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа. Напр., О. к. п. н. = 1,32 означает, что в пластовых условиях нефть с растворенным в ней газом имеет увеличенный объем на 32% по сравнению с объемом дегазированной нефти.

О. К. п. н. применяется при подсчетах запасов нефти объемным методом и методом и материальных балансов. Аналогичный объемный коэффициент пластового газа применяется в формулах материальных балансов и означает уменьшение объема газа в газоносных пластах, газовой шапке и газовой фазе газо-нефтяной зоны пласта по сравнению с объёмом поверхности.

Оконтуривание нефтяного месторождения - производственный процесс, начинающийся с оконтуривания структуры, к которой приурочено данное месторождение. Оконтуривание структуры производится по выдержанному на разведываемой площади стратиграфическому горизонту с помощью детальной геологической съемки, обычно с применением горных работ, в том числе и неглубокого механического бурения. Детальной геологической съемке нередко предшествуют (или производятся одновременно) детальные геофизические работы, затем переходят к глубокому разведочному бурению, на основе которого производят первое схематическое О.н.м. Точное О.н.м. возможно лишь после проведения достаточного количества разведочных скважин. При многопластовом месторождении для каждого нефтяного пласта будут свои контуры нефтеносности, в плане обычно не совпадающие друг с другом. Внешний контур, охватывающий границы нефтеносности всех пластов, и будет контуром нефтеносности месторождения в целом.

Оконтуривающие разведочные скважины - разведочные скважины, проводимые специально на определенный промышленно - нефтеносный пласт с целью подготовки его к промышленной разработке. Бурением О. р. с. должны быть выяснены детали геологического строения пласта, уточнено местоположение тектонических нарушений, разведаны контуры нефтеносности, доказано наличие или отсутствие газовой шапки, установлены величина, степень однородности физических параметром пласта, выделены аномальные поля, изучен хим. состав и напор краевых вод, уточнены продуктивность скважин и режим пласта.

Опорные скважины - глубокие скважины, проводимые и р-нах, не изученных бурением, и имеющие своей задачей изучение геологического строения недр в целях определении направления поисково-разведочных работ для подготовки резервных запасов нефти и газа. Закладываются как в платформенных, так и в геосинклинальных областях с целью изучения закономерностей пространственного распределения нефте - газоносных фации, определяющих условия распространения нефтяных и газовых залежей в пределах структур I и II порядка.

Опорный (маркирующий) горизонт - пласт (или комплекс пропластков), обладающий каким - либо характерными постоянными признаками и имеющий более или менее широкое распространение, а потому могущий служить опорой при структурных построениях.

Оптимальный дебит скважины - максимально возможный дебит скважины, обеспечивающий как безаварийную работу её, так и рациональную разработку залежи в целом. Оптимальный технологический режим скважин - работа скважины при таком дебите, который может быть получен при максимальном снижении забойного давления в данной скважине без ущерба для залежи и скважины.

Осадочные породы - горные породы, являющиеся продуктами разрушения любых горных пород, жизнедеятельности организмов и выпадения из водной или воздушной среды минеральных частиц и последующего их уплотнения и изменения - во всех случаях при давлении и температуре, свойственных поверхностным частям земной коры. Осадочные породы можно подразделить (по М.С.Шевцову) таким образом:

1) Обломочные или кластические породы - продукты физического разрушения первичных пород (щебень, галечники, конгломераты, пески, песчаники, алевриты и т. п.); состоят из кремнезема с разнообразными примесями;

2) глинистые породы - продукты хим. разрушения и мельчайшего раздробления первичных пород; по составу - главным образом алюмосиликаты;

3) химические и биохимические породы образуются в результате хим. процессов или жизнедеятельности организмов. Делятся на: а) глиноземистые, железистые, марганцевые породы; б) карбонатные породы; в) кремнистые породы; г) сульфатные породы; д) галоиды; е) фосфаты; ж) углистые и битуминозные породы.

Однако можно дать и иное определение осадочных пород и их подразделение на основные группы. Осадочные породы представляют минеральные скопления, формирующиеся при участии экзогенных и эндогенных сил в термодинамической обстановке поверхностных частей литосферы чисто физико - химически или при участии жизнедеятельности организмов (Г. И. Теодорович). По способу выделения основной массы материала различаются три группы осадочных пород: I - механические или обломочные; II - биохимические; III - сложные.

К обломочным породам I относятся конгломераты, пески и алевриты, дресва и гравий, щебень, и галечники, пелиты и т. п. отложения; эта группа подразделяется прежде всего по величине обломочных частей, а более крупнообломочные породы - и по степени окатанности составляющих их обломков.

К биохим. породам II принадлежат карбонатные и кремнистые породы, самосадочные соли, аутигенные алюмосиликатные образования, а также глиноземистые, железистые, марганцевые, фосфатные и углисто-битуминозные осадочные образования; биохим. породы делятся на три подгруппы: а) чисто химические; б) биогенные (явно или открыто); в) био- и хемогенные.

К сложным или полигенным породам III относятся конгломераты и брекчии, гравелиты, песчаники, алевролиты, песчанистые известняки и т. п.; они делятся на две основные подгруппы: а) с преобладанием обломочного материала и б) с преобладанием биохим. материала.

Освоение скважин - комплекс работ, проводимых в скважинах по окончании их бурения с целью получения нефти и газа в промышленных количествах или осуществления закачки рабочего агента (для нагнетательных скважин): герметизация устья скважины, спуск подземного оборудования, установка надземного оборудования, вызов притока жидкости (газа) из пласта, за которыми в некоторых случаях следуют мероприятия по интенсификации притока (обработка соляной кислотой, торпедирование). В нагнетательных скважинах после вызова притока из пласта следует опытная закачка рабочего агента. Во многих случаях нагнетательные скважины не принимают накачиваемую воду и, чтобы добиться закачки воды в требуемых объемах, приходится осуществлять дополнительный комплекс работ по приведению ствола и забоя скважин в особо чистое состояние и по улучшению проницаемости пласта: вызов усиленного притока жидкости, термокислотные обработки призабойной зоны пласта, увеличение плотности перфорации, торпедная перфорация, торпедирование, гидроразрыв пласта и т. п. Этот комплекс работ является весьма сложным и продолжительным, вследствие чего термин "освоение нагнетательных скважин" обычно связывается с описанным дополнительным комплексом работ.

Остаточная нефтенасыщенность - количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина О.н. зависит от капиллярного давления, существующего в отдельных мелких поровых каналах, в которых находится нефть.

О. н. равна единице минус коэффициент нефтеотдачи; вводится в формулу объемного метода при подсчетах остаточных запасов нефти в пластах, предназначенных к шахтной разработке. Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости породы к абсолютной (физической) проницаемости.

Первичное залегание нефти - нахождение нефти в тех же стратиграфических отложениях, в которых она образовалась.

ПЕРВИЧНЫЕ ПОРЫ (пустоты) в горной породе - пустоты, возникшие одновременно с образованием самой породы.

ПЛАСТОВАЯ ПРОБА НЕФТИ - проба нефти, поднятая с забоя скважины глубинным пробоотборником и находящаяся в условиях пластового давления. По данным исследования П. п. н. в лаборатории определяют свойства нефти в пластовых условиях: фракционный и групповой состав, плотность и удельный объем (а по ним объемный коэффициент и усадку нефти), давление насыщения (фазовое состояние жидкости в пласте) и вязкость пластовой нефти.

ПЛАСТОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ - определяется следующими факторами: 1) вязкостью нефти, 2) давлением насыщения газом и 3) объемным коэффициентом. Эти факторы должны определяться в результате анализа проб, взятых глубинным пробоотборником.

ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ - энергия сил, продвигающих нефть в пласте и вытесняющих ее в скважины. Основные источники П. э,: напор краевой и подошвенной воды; силы упругости нефти, воды, газа и заключающей их породы, расширяющихся в объеме по мере снижения пластового давления и обусловливающих упругое перемещение нефти; сила тяжести нефти в залежах с гравитационным режимом. При вскрытии залежи скважинами П. э. расходуется как на перемещение нефти в скважины, так и на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении. По мере расходования П. э. пластовое давление обычно снижается, чего можно избежать, разрабатывая залежь с применением методов поддержания давления.

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ - давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи. П. д. определяет объем природной пластовой энергии, которой можно располагать в процессе эксплуатации нефтяного месторождения. Начальное П. д. находится в прямой зависимости от глубины залегания залежи нефти и обычно близко к гидростатическому давлению. Различают П. д. статическое и динамическое.

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЕ - давление, устанавливающееся в залежи в результате совместного действия работающих скважин (их интерференции).

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ СТАТИЧЕСКОЕ - соответствует начальному пластовому давлению в залежи, т. е. существовавшему до момента ввода нефтяной залежи в разработку. Покрышка нефтяных месторождений - название комплекса непроницаемых, преимущественно глинистых горных пород, покрывающих залежи нефти и тем самым способствующих их сохранению. Наличие непроницаемой покрышки является одним из важных условий сохранения газонефтяного месторождения.

Полный газовый фактор - число куб. метров газа, растворенного в 1 м³ пластовой нефти при давлении насыщения. Определяется исследованием глубинных проб. Входит в формулы подсчета запасов нефти и газа методом материальных балансов. При определении газового фактора по промысловым данным (по данным замера выделяющегося в трапе газа) не учитывается газ, выделяющийся из нефти после трапа. П.г.ф. можно установить, учитывая полное количество газа на основании анализа проб нефти, отобранных в трапе.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД - наличие в горной породе пустот, состоящих из пор (пространств между отдельными частицами породы), каверн, трещин и пр. Данные о П. г. п. необходимы для оценки запасов нефти и масштаба предстоящей разработки пласта, а также для сравнения различных участков данного пласта (карты пористости). По происхождению различают сингенетичную и эпигенетичную П. г. п. Соединяясь между собой, поры и пустоты могут образовывать поровые каналы, которые по величине делятся на сверхкапиллярные (обыкновенные), капиллярные и субкапиллярные. В нефтепромысловой геологии используют эффективную, в гидродинамике - динамическую, а не абсолютную (физическую) П. г. п.

Различают также поверхностную пористость.

Количественно П. г. п. выражается коэффициентом пористости. К. п. - отношение суммарного объема пор и пустот в породе к объему всей породы (обычно выражается в процентах или в долях единицы).

Абсолютная (физическая) пористость - общий объем всех пор и пустот в го