25. Проникність – це фільтраційний параметр гірських порід. Який характеризує її здатність пропускати через себе нафту, газ або воду. Більша частина осадових порід володіє проникністю.

В процесі розробки нафтових або газових родовищах зустрічаються різні види фільтрації рідин, газів або сумішів у пористому середовищі. При цьому проникність одного і того ж пористого середовища до різних фаз (нафта, газ і вода) буде різною. Тому для характерної проникності порід введені поняття абсолютної, ефективної (фазової) і відносної проникності.

Для характерної фільтрації в пласті гірських порід використовують абсолютну проникність. Під абсолютною розуміють проникність порового середовища, яка визначена при наявності в ній однієї фази, хімічно-інертною по відношенню до породи. Тому для оцінки абсолютної проникності використовують повітря або газ.

Фазовою – називають проникність порід для конкретного газу або рідини. Значення її залежить не тільки від ступеня насиченості порового простору рідинами або газом, а і від їх фізико-хімічних властивостей.

Відносною проникністю – називають відношення фазової проникності середовища до абсолютної.

29. Прямої залежності між проникністю і пористістю гірських порід не існує. Наприклад: тріщинуваті вапняки, які мають незначну пористість, часто володіють великою проникністю і навпаки глини які характеризуються високою пористістю практично непроникні, так як їх поровий простір субкапілярного розміру. Проникність порового середовища залежить від розміру порових каналів.

33. Геостатична температура гірських порід нижче нейтрального шару зростає при чому інтенсивність росту, як правило змінюється частіше в бік збільшення. В районах геотермічний градієнт з глибиною змінюється дуже мало розподіл температур можна розрахувати за формулою:

Т_н = Т_пл – Г (Н_пл – Н), де

Т_н – відома температура породи на глибині, Н_пл⁰С;

Г – геотермічний градієнт ⁰С;

Н_пл – глибина залягання пласта (метри);

Н – глибина нейтрального шару (метри).

При промивці свердловинний характер розподілу температури по свердловині істотно змінюється в порівнянні з геостатичною. Для підрахунку її можна скористатися методикою, ВНДІКР нафти 1976р по формулі :

Т_сер = 0,53 · Т_пл · 0,45 Т₀.

37. Вуглеводні в залежності від їх складу тиску і тем пера тури знаходяться в покладах в різних станах:

• газоподібному;

• рідкому у вигляді газорідинних сумішей.

Під високим тиском в пласті густина газу наближається до густини легких вуглеводнів розчиняються один в одному. Якщо кількість газу в покладі незначна, то газ повністю розчинений в нафті і тоді газонафтова суміш стає однофазовою рідиною.

В газонафтовій промисловій літературі поклади вуглеводнів за значенням газоконденсатного фактору умовно розділяють на газові, газоконденсатні або газонафтові.

Газоконденсатний фактор – це кількість конденсату яка припадає на один метр кубічний газу.

До газоконденсату відносять поклади з фактором 900 – 110 см³/м³. нафтою прийнято називати всі вуглеводні які в пластових умовах які в пластових умовах знаходяться в рідкому стані.

В останні роки вченими доведене існування газо-гідрантних покладів, які містять газ в твердому (гідратному) стані. Наявність такого газу обумовлена тисками, температурною присутністю води. Газогідратні поклади різко відрізняються за фізичними параметрами від вуглеводневих покладів у вільному стані, тому у під рахункових запасів розробка таких покладів значно відрізняється в порівнянні із звичайними родовищами газу.

Райони поширення газо-гідрантних покладів в основному приурочені до зони багатолітньої мерзлоти. Глибини залягання 2 – 205тисяч метрів. Великі запаси газо-гідратних покладів знаходяться на дні чорного моря.