1.3 Насиченість гірських порід. Поровий тиск

За сотні мільйонів років формування земної кори , ступінь насиченості осадових порід водою та її склад суттєво змінились під дією тиску, температури, тектонічних рухів, хімічних і гідродинамічних процесів та інших факторів. Незважаючи на всі зміни, в переважній більшості осадових порід міститься певна кількість води. Вода в породах може бути у вільному стані (у надкапілярних порах, макротріщинах та інших більш або менш великих порожнинах) або у фізично зв’язаному стані.

У породах, які залягають порівняно неглибоко від денної поверхні, містяться прісні або слабомінералізовані води, запаси яких поповнюються за рахунок атмосферних опадів і фільтрування їх через верхні відклади. У глибше залягаючі породи проникнення атмосферних опадів затруднено, тому з глибиною зростає мінералізація вод. Основні компоненти мінералізованих вод – хлориди і сульфати натрію, калію, кальцію, магнію та деяких інших елементів, карбонати лужних і бікарбонати лужних і лужноземельних елементів, часто сірководень, вуглекислота, а також бром, йод, аміак та вуглеводневі гази. Мінералізація коливається від декількох сот г/м³ у прісних водах до 300 кг/м³ у насичених розсолів.

При сприятливих умовах у деяких районах утворились скупчення вуглеводнів. Поклади вуглеводнів можна поділити на чисто газові, газоконденсатні, газонафтові, нафтові і твердобітумні. В межах покладу вуглеводні розподіляються у відповідності із законом гравітації: легкі газоподібні компоненти займають підвищені ділянки покладу, важчі рідкі вуглеводні – понижені. Якщо в покладі присутня вода, то рідкі вуглеводні займають середнє положення, тобто розташовані над водою. У районах розташування багатовіковомерзлих порід можуть траплятися так звані газогідратні поклади, у яких природний газ знаходиться в твердому стані (у вигляді сполук з водою).

Рідина або газ у порах порід знаходиться під більшим або меншим тиском. Цей тиск прийнято називати поровим. Тиск рідини або газу в колекторах, тобто в породах, пори яких сполучені одна з одною, називають пластовим. Пластовий (поровий) тиск з глибиною, як правило, зростає. Як правило, він дорівнює статичному тиску стовпа прісної або помірно соленої води висотою від розглядуваної точки до поверхні моря.

Відношення пластового (порового) тиску до тиску стовпа прісної води, висотою від розглядуваної точки до денної поверхні, називають коефіцієнтом аномальності.

(1.1)

де Р_пл – пластовий тиск на глибині z_пл, Па;

_в – густина прісної води (_в = 1000 кг/м³);

g – прискорення вільного падіння, м/с².

Якщо коефіцієнт аномальності знаходиться в межах 1К_а1,1 то пластовий тиск вважають нормальним. Якщо К_а>1.1, то пластовий тиск вважають підвищеним або аномально високим, а при К_а<1 – пониженим або аномально низьким. Коефіцієнт аномальності не може бути меншим нуля і, як правило, більшим індексу геостатичного тиску К_гс.

Під індексом геостатичного тиску розуміють відношення тиску, обумовленого вагою вищезалягаючої товщі гірських порід, до тиску стовпа прісної води, що дорівнює висоті цієї товщі.

(1.2)

^{де Ргс – геостатичний тиск на глибині z, Па.}

(1.3)

де _об – середньозважена об’ємна маса товщі порід, що залягає в інтервалі від денної поверхні до розглядуваної глибини z, кг/м³.

(1.4)

На нових відкритих газових і газоконденсатних родовищах великої товщини коефіцієнти аномальності у покрівлі покладу і в частині покришки, яка примикає до неї, завжди значно більші, ніж в підошві, а в купольній зоні вищі, ніж на крилах. У процесі розробки родовища коефіцієнти аномальності змінюються. У газових і газоконденсатних покладах вони поступово зменшуються і в міру виснаження запасів можуть стати дуже низькими. У нафтових і нафтогазових покладах коефіцієнти аномальності можуть зменшуватись, залишатись практично без зміни або навіть збільшуватись, якщо в процесі розробки здійснюються заходи по підтриманню або збільшенню пластового тиску щляхом закачування в пласт води або газів.