Page 202 - 56

Рисунок 7.3 Схема розпреділення фізичних властивостей
порід в межах нафтогазоносних структур платформеного
типу.

Поклади нафти і газу. Фізичні властивості покладів
нафти і газу насамперед визначаються відповідними
властивостями порід-колекторів. Характеризуючись
великою розмаїтістю, у цілому колектори підрозділяються
на дві великі групи: піщано-алевритові (теригенні),
представлені в основному пісковиками, алевритами,
алевролітами, і карбонатні, складені тріщинними
вапняками і доломітами. Піщано-алевролітові колектори
мають середнє значення пористості 15—20 %. Карбонатні
колектори мають меншу пористість (у середньому 10—15
%) і проникність. Кількість залишкової води в порах
коливається від 5 до 65 %. Значення коефіцієнтів
нафтогазонасиченості досягають 0,5—0,7 і більше.
Великий вплив на фізичні властивості порід-колекторів
як карбонатних, так і теригенних роблять вторинні
(епігенетичні) процеси: ущільнення, вторинна цементація,
виникнення мінеральних новотворів у поровому просторі і
тріщинах. Гідроокиси заліза, що утворюються при цьому,
кальцит, пірит, гіпс, кварц, аутогенні глинисті мінерали
погіршують колекторські властивості порід, змінюючи тим
самим їхні фізичні властивості.
У той же час нафта характеризується консервуючими
властивостями унаслідок чого вона загальмовує, а в ряді
випадків цілком припиняє процеси аутогенного
мінералоутворення, що відбувається у водонасиченій частині.
У результаті цього в області покладу пористість і проникність,
як правило, зберігаються високими, що приводить до
значного розходження фізичних властивостей покладу і
водоносної частини колектора.
Якщо нафта надходить у пастку порціями, то в області
покладу може спостерігатися горизонтально шарувата зміна
колекторських властивостей (погіршення зверху вниз), а отже

193