НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ — отрасль геологии, занимающаяся детальным

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр. Ее особенность широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ Первый период - 1870 -1918 гг. добыча нефти в России почти полностью была сосредоточена на Апшеронском полуострове. До 1871 г. (официальная дата возникновения нефтяной промышленности в России) техники добычи нефти почти не существовало: добывали кустарным способом бадьями из вырытых вручную колодцев, глубина которых 150 м при диаметре 1 1, 5 м. Первые скважины глубина 40 70 м. давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г) и на Апшеронском полуострове (1869 г. ). В то время господствовала гипотеза американского геолога Бриггса (1868 г) единственной силой, продвигающей нефть к забоям скважин, могла быть лишь сила упругости газа, растворенного в нефти. Второй период - с 1918 - 1931 гг. советская власть. Резкое увеличение объемов разведочного бурения. Возросла глубина добывающих скважин. В 1927 г. в стране начинаются систематические работы по подсчету запасов. М. В. Абрамович впервые предложил выделять категории запасов по степени их разведанности.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ Третий период - с 1931 по 1940 г. В 1935 г. была создана Центральная комиссия по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ). В 1937 г. М. А. Жданов и С. В. Шумилин впервые подсчитал запасы газа по б. СССР в целом по падению давления. С 1929 г. для изучения разрезов скважин стали применять геофизические метод определения кажущегося сопротивления пород. Первые же результаты показали высокую эффективность метода. В 1931 г. советскими геофизиками и сотрудниками фирмы «Шлюмберже» был разработан второй метод электрометрии скважин метод потенциалов собственной поляризации пород. Эти два метода позволили составлять непрерывные геологические разрезы скважин. Четвертый период - с 1941 по 1950 гг. Годы Великой Отечественной войны. 1942 г. утвердили новую классификацию запасов н. и г. , в основу которой была положена степень изученности (разведанности) залежей.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ Пятый период - с 1950 -1990 гг. Экстенсивное развитие нефтегазодобывающей промышленности, открытие нефтяных и газовых месторождений. Применение искусственного заводнения залежей с целью поддержания пластового давления. С 1953 -1955 гг. начинаются широкие исследования по применению вероятностно статистических методов и ЭВМ для решения задач нефтегазопромысловой геологии. С конца 50 х начинается интенсивное развитие газовой промышленности страны. В 1956 г. она становится самостоятельной отраслью народного хозяйства. Шестой период – с 1991 г. по настоящее время. Выделение России в самостоятельное государство обусловило необходимость сосредоточить внимание главным образом на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Волго Уральского региона, Северного Кавказа, Восточной Сибири.

Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом обосновании эффективных способов организации народнохозяйственной деятельности по добыче нефти и газа, обеспечению рационального использования и охраны недр и окружающей среды. Основная цель разбивается на ряд компонент • промыслово-геологическое моделирование залежей; • подсчет запасов нефти, газа и конденсата; • геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений; • геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте , газо или конденсатоотдачи; • обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки. Другой вид компонент сопутствующие цели , которые направлены на более эффективное достижение цели. К ним относятся: • охрана недр нефтяных и газовых месторождений; • геологическое обслуживание процесса бурения скважин; • совершенствование собственной методологии и методической базы.

Задачи нефтегазопромысловой геологии : 1. конкретно-научные задачи нефтегазопромысловой геологии, направлен ные на объект познания • изучение состава и свойств горных пород, слагающих продук. отложения, геологические и термодинамические условия их залегания. Изменчивость состава, свойств и условий залегания гор. пород, а также закономерности изменчивости. • задачи выделения естественных геологических тел, определения их формы, размеров, положения в пространстве, изучение дизъюнктивных дислокаций и т. д. Задачи, направленные на выявление первичной структуры залежи или месторождения. • задачи расчленения естественных геологических тел на условные с учетом требований и возможностей техники, технологии и экономики нефтегазодобывающей промышленности(разделение высоко , средне и низкопродуктивных пород). В совокупности с задачами выделенияданная группа задач позволяет оценить запасы нефти и газа и их размещение в пространстве залежи. • задачи, связанные с изучением характера, особенностей, закономерностей взаимосвязи структуры и функции ГТК, (влияние строения и свойств залежи на показатели процесса азработки) • задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству признаков (по типам внутренних структур залежей и месторождений) 2. методические задачи 3. методологические задачи

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ • изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды • исследование скважин геофизическими методами (ГИС) • изучение технического состояния скважин: инклинометрия - определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия - установление изменений диаметра скважин; цементометрия - определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными. • контроль за изменением характера насыщения пород - методы радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического - в необсаженных • гидродинамические методы исследования скважин - для определения физических свойств и продуктивности пластов коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Применяют три основных метода гидродин. исслед. скв. и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин. • наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин.

СРЕДСТВА ПОЛУЧЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО - ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ • Эмпирическе • Материальное • Метод натурального средства моделирование моделирования Скважины, различные инструменты, приборы и Применяется на небольшом Средства для получения лабораторные установки опытном участке залежи, где косвенной информации ( колонковые долота, проверяется эффективность создание в лабораторных боковые сверлящие и ме тода и отрабатывается тех условиях искусственной стреляющиеся нология. Участок по своим модели пласта и протека грунтоносы, пластовые промыслово геологическим ющих в нем процессов. пробоотборники, ха рактеристикам пласта опробователи пластов, типичен в целом для всей геофизические зонды, залежи. Эта часть пласта инклинометры, выступает как натуральная глубинные манометры, модель. дебитометры, лабор. установки • Проведение производственного эксперимента в процессе разработки залежи Источником информации служит сам эксплуатируемый объект

МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА И ОБОБЩЕНИЯ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ Основным методом обобщения эмпирического материала в нефтегазопромысловой геологии служит метод моделирования Статическая модель Динамическая модель Характеризует промыслово геологические осо Отражает все промыслово геологиеские св ва бенности залежи в процессе ее разработки. Она залежи в ее природном виде, незатронутом составляется на базе статической модели, но процессом разработки: геометрию начальных отражает изменения, произошедшие в результате внешних границ залежи; условия залегания отбора определенной части запасов УВ при этом пород кол лекторов в пределах залежи; грани фиксируются: текущие внешние границы цы залежи с разным характером нефтега залежи, границы участков залежи, не вклю- зоводонасыщенности коллекторов; границы ченных в процесс дренирования, фактическая частей залежи с разными емкостно филь динамика годовых показателей разработки, трационными параметрами пород коллекторов состояние фонда скважин, текущие термоба в пластовых условиях. рические условия, изменения коллекторских свойств пород Основным методом моделирования является геометризация залежи (графическое моделирование) моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи - структурная карта, ВНК, литологические и дизьюнктивные границы. Внутреннее строение отражают путем составления детальных корреляцонных схем и геологических разрезов. Широко применяются математические методы линейная интерполяция, методы теории вероятностей и мат. статистики теории распределений, корреляционно регрессионного анализа и т. д.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН В процессе бурения скважин необходимо: 1) отбирать керны для составления стратиграфической и литологической характеристик проходимых пород, изучения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и содержания в них нефти, газа и воды; 2) изучать разрез скважины в целом путем геофизических (электрических и радиоактивных методов) и косвенных наблюдений с целью установления стратиграфической последовательности залегания пройденных пород, их мощности и фациальной характеристики, а также положения нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов и их взаимных соотношений; 3) определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнаруженных при бурении, а также производительность вскрытых пластов путем опробования, если для этого имеются технические возможности; 4) изучать особенности бурения скважины путем наблюдения за появлением признаков нефти, газа и воды, появлением обвалов, нарушением циркуляции в связи с уходом глинистого раствора и т. д.

ОТБОР И ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Отбор образцов пород. Отобранный керн поднимают на поверхность и всесторонне изучают. Выбор интервала. На новыхуказанного выше, скважины могут быть пробурены со Помимо месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется целями: 1) опорные скважины для изучения геологического строения специальными производить сплошной отбор керна, применяя в то же время геофизические, а также косвенные методы исследования скважин. недр; в них обязательно проводится сплошной отбор керна; 2) оценочные скважины для изучения строения продуктивных горизонтов и содержания в аних нефти; еще подлежит На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, нижняя в этом случае обязательным является сплошной отбор керна по всей мощности продуктивного горизонта. исследованию, в изученном интервале нужно отбирать керн лишь в контактах свит (а также в зонах наличия маркирующих прослоев) или же применять каротаж (электрический и радиоактивный), а в неизученном интервале производить сплошной отбор керна и другие указанные выше исследования. В эксплуатационных скважинах керн для контроля за проходкой скважины, как правило, не отбирается и все наблюдения базируются на данных каротажа и косвенных исследованиях. В этом случае керн берут лишь в продуктивном горизонте для его детального изучения, а также в маркирующих горизонтах и характерных контактах свит на тех участках расположения скважин, где тектоника и строение залежи требуют уточнения.

ОТБОР И ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Изучение керна. Отобранный керн поднимают на поверхность и всесторонне изучают. В интервалах, в которых имеются признаки нефти или газа, выбирают цилиндрические образцы длиной не менее 10 см и диаметром не менее 40 см, которые используют для определения пористости и проницаемости пород. При изучении керна необходимо получить следующие основные данные: 1) наличие признаков нефти и газа; 2) литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность; 3) коллекторские свойства пород; 4) структурные особенности пород и возможные условия их : залегания. Признаки нефти и газа в кернах должны быть предварительно изучены у буровой на свежих образцах и поверхностях излома, а затем более детально в геологическом отделе и в лаборатории. В геологическом отделе обычно применяют бензиновую вытяжку. В лабораторных условиях применяют и более совершенные методы, например люминесцентный анализ, позволяющий обнаружить в керне ничтожные доли битума. При макроскопическом изучении признаков нефти в керне следует иметь в виду, что легкая нефть обычно дает слабые внешние признаки, но на свежих плоскостях излома образца чувствуется сильный запах бензина; наоборот, тяжелая нефть дает обильные признаки, но на свежих плоскостях излома отсутствует запах бензина.

ОТБОР И ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Литологический состав породы определяют внещним осмотром ее, причем записывают следующие: Для глин их цвет, слоистость, песчанистость, плотность, вязкость, жирность, карбонатность и т. д. Для песков и песчаников их зернистость, однородность, окатанность, состав зерен, отсутствие или наличие цемента и его характеристику, примесь зерен других пород, глинистость, карбонатность и т. д. Макроскопически зернистость песков определяют визуально и растиранием породы между пальцами. При растирании тонкозернистых пород отдельные зерна не чувствуются. При растирании мелкозернистого песка ощущаются отдельные зерна, но глазом они четко не различаются. В крупнозернистом песке отдельные зерна отчетливо наблюдаются невооруженным глазом. Для карбонатных пород наличие известняков, доломитов, мергелей; содержание их определяют на глаз и по реакции с разбавленной соляной кислотой, от воздействия которой порода «шипит» вследствие выделения углекислого газа. При переслаивании пород указывают характер прослоев, их мощность, особенно мощность песчаных прослоев при изучении продуктивных горизонтов

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами. • пластовый • массивный • линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон)

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Пластовый резервуар представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади. Принципиальная схема пластового резервуара. 1 – коллектор (песок); 2 – плохо проницаемые породы (глины)

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами. • однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных • неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков. Песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в различных ее слоях колеблется. Но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород Схема однородного массивного резервуара. Схема неоднородного массивного резервуара

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Ловушка – часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ • Структурная ловушка (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев • Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами • Тектоническая ловушка – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друга, пласт коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой • Литологическая ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Нефть Газ Нефть Вода Тектонически экранированная ловушка Сводовая ловушка Нефть Вода Нефть Вода Стратиграфически экранированная Литологиически экранированная ловушка

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. • пластовая • массивная • литологически ограниченная • стратиграфически ограниченная, • тектонически эранированная

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Пластовый тип залежи

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Литологически ограниченный тип залежи

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Массивный тип залежи

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Стратиграфически ограниченный тип залежи

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Тектонически экранированный тип залежи

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородо нефтяная газовая нефтегазовая газоконденсатнонефтяная газонефтяная нефтегазоконденсатная

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОНЯТИЕ И ВИДЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ГРАНИЦ • По геологической природе может быть выделено столько границ, сколько свойств изучается в соответствии с заданием. Кроме того, границы различаются по мерности: двумерные (поверхность в объеме залежи), одномерные (линии на картах, схемах и геологических разрезах) и нуль-мерные (точки на разрезах скважин). • По процедуре выделения различают границы резкостные, дизъюнктивные, условные и произвольные. Дизъюнктивными являются естественные геологические к естественным, сграницы, Произвольные границы не связаны с распределением свойств пород. Их положение в К резкостным границам относятся границы, связанные разрывом Условные геологические границы не естественные геологические хотя они сплошности геологического пространства. свойств пород в пространстве. Условные пространстве с учетомтолько от поставленных задач, обусловлено с резкостными и выделяются зависит по резкой смене физических свойств, петрографической которые отмечаются распределения Эти границы могут сочетаться соображениями условными представляют собой поверхности, К этому типу могут. Дизъюнктивные удобства, экономической целесообразности и т. или линии или точки, быть которых границы (например, нарушенная резкостная т. п. условная граница). на отнесены структуры, характера насыщения не приурочиваются к поверхности, линии или точки. границы представляют собойкоторые пород и п. Таковы, например, поверхности категорий запасов, тектонический контакт в виде каким либо естественным или отдельные свойства из заданного списка коллекторы некоторые фиксированные принимают и напластования, разделяющие всвойства пород и границы опытных и если в результате При переходе через такую границу разрезе условным границам, а проводятся по скважинам, могут резко неколлекторы, контуры меняться, других участков значения. Такими значениями будут, например, кондиционные значения нефте и газоносности анализе разработки. залежи, выделяемых при и т. п. сильного смещения контактирующими через границу оказываются слои разного пористости или проницаемости, резких изменений свойств может и не быть, если, литологического состава. Однако которые разделяют нефтенасыщенные породы на продуктивные и непродуктивные коллекторы. например, дизъюнктивная граница представлена трещиной с небольшим смещением или вообще без смещения.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПРОСТЫЕ И СЛОЖНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ТЕЛА Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы. Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называются простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, сложными. Тело, среди границ которого имеются и условные, называется условным геологическим телом. Таким образом, залежь нефти или газа в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными (резкостными и дизъюнктивными), так и условными и произвольными границами, проводимыми в соответствии с геолого техническими требованиями разработки и эксплуатации скважин и пластов.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью: Vпуст. = Vпор+ Vтрещ. + Vкаверн а б в г д е

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах. Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т. п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА Пористость наличие пор в горной породе m= (%) • Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему: • Открытая пористость объем пор связанных между собой. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА • Эффективная пористость - учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью. • Динамическая пористость - учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи. По величине диаметра поры подразделяются : Сверхкапиллярные > 0, 5 мм Капиллярные 0, 5 0, 0002 мм Субкапиллярные < 0, 0002 мм

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА Различная укладка сферических зерен одного размера, составляющих пористый материал : а менее плотная кубическая укладка, б более компактная ромбическая укладка Пористость 25, 96% Пористость 47, 6% 0 90 900 90 0 90 90

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ КАВЕРНОЗНОСТЬ Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым с рассеянными в породе более крупными кавернами вплоть до нескольких сантиметров. Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13 15%, но может быть и больше. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречают сяредко, их пустотность достигает не более 1 2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными. Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Vобр : Кк = VK /Vo 6 p. Если порода целиком кавернозна, то Кк = (Vобр. - Vмин/Vобр. /, где Vмин объем минеральной части породы.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ТРЕЩИНОВАТОСТЬ Трещиноватость горных пород обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 50 мкм и микротрещины шириной до 40 50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Микротрещиноватость изучают на образцах на больших шлифах с площадью до 2000 мм 2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ТРЕЩИНОВАТОСТЬ Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин: Т = S/V; П = 1/F, где S суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 - суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F. Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин : Г = ∆n/∆L, где ∆ n число трещин, пересекающих линию длиной ∆ L , перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин 1/м. Чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложное пустотное пространство пород коллекторов. При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ТРЕЩИНОВАТОСТЬ Промыслово геологическая классификация нефти и газа (по М. И. Максимову, с изменениями) Коллектор Литологический состав Тип Порода Поровый Пористая Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки) Каверновый Кавернозная Карбонатные крупно и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты) Трещинный Трещиноватая Плотные породы (плотные извест няки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) Трещинно поровый Трещиновато пористая Гранулярные коллекторы, сцемен тированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы) Трещинно Трещиновато Карбонатные породы каверновый кавернозная Трещинно порово Трещиновато пористо То же каверновый кавернозная Керново поровый Кавернозно пористая То же

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа) , содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Кн, Кг, Кв выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства. Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора Кг + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть Кг + Кн + Кв = 1

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде пленки на стенах пор, каверн, трещин. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С. Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв ≤ 0, 1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0, 1 породы считают гидрофильными. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ, Проницаемость способность горной породы пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверх высоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку. К плохо проницаемым относятся: глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией, глины с упорядоченной пакет. упаковкой. 20 30 нм Массивная упаковка глин фильтрация 6 16 нм пакет происходит через каналы между пакетами Упорядоченная пакетная упаковка глин фильтрация практически не происходит

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ, Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок h 1 h 2 Q Проницаемость г. п. в случае линейной фильт- рации определяется по закону Дарси: объемный F расход жидкости, проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально h 1 h 2 коэффициенту проницаемости поперечного сечения L этой породы, перепаду давления, и обратно пропор- ционально вязкости жидкости и длине пройденного пути. где Q объемный расход жидкости в м 3/с; kпр – коэффициент проницаемости в м 2; F – площадь поперечного сечения в м 2; вязкость флюида в Па с; L – длина пути в см; (P 1 P 2) – перепад давления в Па;

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ, В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле: Абсолютная проницаемость - характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость, или газ в зависимости от их соотношения между собой. Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ, Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин: • от размера поперечного сечения пор (трубок) • от формы пор (чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы • от характера сообщения между порами (если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается) • от трещиноватости породы (если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы) • от минералогического состава пород (одна и та же жидкость смачивает различные минералы по разному. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение)

Пластовые флюиды

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН 4 до С 4 Н 10 газы; от С 5 Н 12 до С 16 Н 34 жидкости и от С 17 Н 34 до С 35 Н 72 и выше твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С 5 Н 12+С 6 Н 14) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата. Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) НЕФТЬ Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлоорганические соединения.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по углеводородному составу Метановые (более 50 %) Нафтеновые (более 50 %) Ароматические (более 50 %)

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по содержанию парафинов Малопарафинистые (не выше 1, 5 %) Парафинистые (1, 51 - 6, 00 %) Высокопарафинистые (выше 6, 00 %) Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 - 14 % и больше.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) Нефтяной парафин это смесь - твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов C 17 H 36 - С 35 Н 72 церезинов С 36 Н 74 - C 55 H 112. Температура плавления первых 27 -71°С, вторых – 65 -88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по содержанию серы Малосернистая (не выше 0, 5 %) Сернистая (0, 51 - 2, 0 %) Высокосернистая (выше 2, 0 %)

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по содержанию смол Малосмолистые (меньше 5 %) Смолистые (5 - 15 %) Высокосмолистые (выше 15 %)

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти это объем газа растворенного в 1 м 3 объема пластовой нефти: G=Vг/Vпл. н. (м 3 /м 3 или м 3/т) Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 500 м 3/м 3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 100 м 3/м 3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 10 м 3/м 3. • Коэффициент разгазирования нефти количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. • Растворимость газа это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Промысловый газовый фактор количество добытого газа (м 3) приходящееся на 1 м 3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор , обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор , определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор , определяемый за период с начала разработки до какой либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. • Коэффициент сжимаемости (или объемной упругости) характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Для большинства пластовых нефтей = (1 5). 10 3 МПа 1 β н = (1/ V)(ΔV/Δp), где ΔV изменение объема нефти, V исходный объем нефти, Δp изменение давления.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти: b н = V пл. н. /V дег. = p н /p пл. н. , где V пл. н. объем нефти в пл. усл. , V дег. объем того же кол ва нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=200 С, pпл. н. плотность нефти в пл. усл. , p плотность нефти в станд. усл. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти. • Усадка нефти - уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность U = (bн-1)/bн*100

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. • Пересчетный коэффициент =1/b=Vдег/Vп. н. = п. н. / н • Коэффициент теплового расширения н показывает, на какую часть V первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С н = (1/Vo) ( V/ t). Размерность н 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 20) *10 4 1/°С. Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1, 2 1, 8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0, 3 0. 4 г/см 3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1. 0 г/см 3 По плотности пластовые нефти делятся на: • легкие с плотностью менее 0. 850 г/см 3; • тяжелые с плотностью более 0, 850 г/. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые низким.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Вязкость пластовой нефти н , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в м. Па с По вязкости нефти делятся на: незначительной вязкостью - н < 1 м. Па с; маловязкие - 1< н 5 м. Па с; с повышенной вязкостью - 5< н 25 м. Па с; высоковязкие - н > 25 м. Па с.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕЙ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ГОРЮЧИЙ ГАЗ ( ГАЗ) Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ. Основным компонентом является метан СН 4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО 2, сероводород H 2 S, гелий Не, аргон Аr. В природных условиях находится в газообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях – только в газообразной фазе.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) Природные газы подразделяют на следующие группы. • Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ. • Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С 5+высш. • Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) По товарным качествам нефтяные газы условно подразделяются на сухие, полужирные и жирные В сухих газах содержание бензина на 1 м 3 газа до 75 г. в их составе 90% метана, 3 6% более тяжелых УВ, 15 30% углекислого газа. Плотность их по воздуху 0, 75 В полужирных газах на 1 м 3 газа приходится 75 150 г. бензина; в них содержится метана около 73%, 22% высших УВ, около 5% углекислого газа; плотность по воздуху 0, 9 1. Жирные газы с содержанием бензина свыше 150 г. на 1 м 3 газа состоит из 32 55% метана, 28 68% высших УВ; плотность по воздуху 1, 15 1, 4.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критическое давление и температура, диффузия, растворимость и др. • Плотность газа (ρ г ) – масса 1 м 3 газа при температуре 0 0 С и давлении 0, 1 МПа. (кг/м 3); ρг = М/Vм где Vм объем 1 моля газа при стандартных условиях, М – молекулярная масса компонента. На практике пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху), под которой понимают отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Плотность нефтяных газов колеблется от 0, 554 для метана до 3, 459 для гептана и выше.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Молекулярная масса природного газа где М i - молекулярная масса i го компонента; Xi объемное содержание i го компонента, (доли ед). Для реальных газов обычно М = 16 20. • Вязкость или внутреннее трение - сопротивление перемещению частиц под влиянием приложенной силы. Вязкость газов очень мала и не превышает 1*10 5 Па, с повышением давления она увеличивается. Различают вязкость динамическую и кинематическую.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Динамическая вязкость – сила сопротивления перемещению слоя газа или жидкости площадью 1 см 2 на 1 см со скоростью 1 см/сек; измеряется в пуазах. Динамическая вязкость нефтяного газа незначительна, возрастает с повышением температуры. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к удельному весу, измеряется в стоксах.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Уравнения состояния газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой. Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона - Менделеева: p. V = NRT, где р - давление; V - объем идеального газа; N - число киломолей газа; R - универсальная газовая постоянная; Т температура. Это уравнение применимо для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Уравнение Клайперона Менделеева для реальных газов записывается в виде: p. V = ZNRT, где Z – коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов. • Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов – это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V и газов при одинаковых термобарических условиях: Z = V/Vи Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА При отсутствии лабораторных исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику: Диаграмма фазового состояния чистого Объем углеводородных газов меняется в этана (по Ш. К. Гиматудинову) зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с графиком . Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации ( точек росы ), а влево от максимума кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Критической называется температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Для метана критическая температура – 82, 1 0 С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0 0 С. Поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан, бутан и др. ) в условиях земной коры могут находится в жидком состоянии при давлении выше критического, т. е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности. Критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м 3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Объемный коэффициент пластового газа b г отношение объема газа в пластовых условиях V пл. г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях: bг = Vпл. г/Vст = Z(Pcт Тпл/(Рпл Тст), (уравнение Клайперона – Менделеева) где Рпл, Тпл, Pc т, Тст - давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях. Значение величины b г имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях. • Диффузия – явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Растворимость – Закон Генри: объем газа, растворенного в еденице объема жидкости, прямо пропорционален давлению, если температура остается постоянной, а жидкость и газ не действуют друг на друга химически. • Коэффициент растворимости – количество газа, растворенного в жидкости при давлении 1 кг/см 2. Жирные газы лучше растворяются в нефти, чем сухие. Коэффициент растворимости меняется в зависимости от изменения давления. Для сухих газов зависимость между давлением и количеством растворенного газа выражается прямой линией (линейная зависимость). Коэффициент растворимости в этих же пределах является постоянным. В более легких нефтях углеводородные газы растворяются лучше, чем в тяжелых. Коэффициент растворимости газа в нефти колеблется в пределах 0, 25 -2, 0; он меняется в зависимости от состава газа, состава нефти и температуры. С повышением температуры способность газов растворяться в жидкости снижается.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Растворимость УВ газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Выделение растворенного в нефти газа происходит в обратном порядке, с понижением давления. Сначала выделяются сухие (труднорастворимые) газы, затем тяжелые (легкорастворимые). • Давление при котором начинает выделяться газ называется давлением насыщения • Газовый фактор – количество газа, добываемого на 1 тонну нефти (м 3/т)

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА Молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. КОНДЕНСАТ Природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсата.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т. е. из пентанов и высших ( C 5 +высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ бутанов, пропана и этана, а также H 2 S и других газов. Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (C 6 +высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 200°С. Молекулярная масса 90 160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0, 6 до 0, 82 г/см 3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см 3 /м 3 ), средним (150 300 см 3 высоким (300 600 см 3/м 3) и очень высоким (более 600 см 3/м 3). • Давление начала конденсации давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газов в виде жидкости. • Газоконденсатный фактор количество газа (м 3 ), из которого добывается 1 м 3 конденсата. Значение г. к. фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25000 м 3/м 3 • Плотность. В стандартных условиях изменяется от 0, 6 до 0, 82 г/см 3 и находится в прямой зависимости от углеводородного состава.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. ГАЗОГИДРАТЫ представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газогидраты) Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду. Плотность гидратов природных газов составляет от 0, 9 до 1, 1 г/см 3. Газогидратные залежи – это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ВОДА – неизменный спутник нефти и газа В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФОРМЫ ЗАЛЕГАНИЯ ВОДЫ В ПОРОДАХ 1 МИНЕРАЛЬНЫЕ ЧАСТИЦЫ ПОРОД 2 МИНЕРАЛЫ С ВКЛЮЧЕНИЯМИ ВОДЫ 3 АДСОРБИРОВАННАЯ ВОДА 4 ЛИТОСОРБИРОВАННАЯ ВОДА 5 КАПИЛЛЯРНАЯ ВОДА 6 СТЫКОВАЯ ВОДА 7 СОРБЦИОННО ЗАМКНУТАЯ ВОДА 8 СВОБОДНАЯ ГРАВИТАЦИОННАЯ ВОДА 9 ПАРООБРАЗОВАНИЕ В СВОБОДНОЙ ВОДЕ

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осадконакопления ( седиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в формирующиеся или уже сформировавшиеся горные породы ( инфильтрационные и элизионные воды) Инфильтрационные воды попадают в водонапорные сис мы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки. Элизионные воды – воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные , чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт). К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные. Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК) К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К чужим ( посторонним ) относятся воды верхние и нижние , грунтовые , тектонические. Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними – воды всех горизонтов (пластов) залегающих ниже его. К грунтовым относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность Тектоническими называются воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Искусственно введенными или техногенными , называются воды, закаченные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах. Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды. Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) СХЕМА ЗАЛЕГАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Схема залегания подземных вод нефтегазового месторождения: а непроницаемые породы, б нефть, в газ, вода г минерализованная, д конденсационная, е смешанная конденсационная и минерализованная, виды вод: 1 грунтовые, 2 верхние пластовые, 3 краевые или контурные, 4 промежуточные, 5 подошвенные, 6 нижние пластовые, 7 тектонические

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД • Минерализация воды – суммарное содержание растворенных солей, ионов и коллоидов (г/100 или г/л раствора). Меняется от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др. ). Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД • Газосодержание – не превышает 1, 5– 2, 0, обычно равно 0, 2 0, 5 м 3/м 3 В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон. • Раствороимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается. • Сжимаемость воды – обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Коэффициент сжимаемости колеблется в пределах (3 5)10 4 МПа 1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД • Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газ. м ний зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давлений и температуры. Колеблется от 0, 8 до 1, 2. • Плотность пластовой воды зависит от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. • Вязкость (способность воды сопротивляться) зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. (0, 2 1, 5 м. Пас) • Поверхностное натяжение , т. е. свойство противодей ствовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД • Электропроводность зависит от минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом м. • Водонефтяной фактор – количество воды приходящийся на 1 т добытой нефти. Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН (электрический каротаж) Электрический каротаж основан на изучении кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и потенциала электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины. Удельное сопротивление горных пород изменяется в широких пределах от долей до десятков и сотен тысяч омметров. Зная силу тока, можно определить удельное сопротивление среды по формуле: ρ = К(ΔU/ I), (Ом м), Схема измерения кажущегося где: К – коэффициент зонда (м) удельного сопротивления ΔU – разность потенциалов (мв) А, В – токовые электроды; I – сила тока (ма) M, N – измерительные электроды; П – измерительный прибор; К – трехжильный кабель; МА – прибор для измерения силы тока в цепи.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН (электрический каротаж) При каротаже всегда приходится иметь дело с неоднородной средой, т. е. с пластами пород различного удельного сопротивления, и глинистым раствором, заполняющим скважину. Формулу для определения удельного сопротивления однородной среды используют и для среды неоднородной. Полученное при этом значение удельного сопротивления пород отличается от истинного, поэтому его называют кажущимся удельным сопротивлением (КС). При электрическом каротаже одновременно с регистрацией КС записывается диаграмма ПС. Измерение ПС сводится к замеру разности потенциалов Схема измерения между электродом М, который опущен в скважину, и кажущегося электродом N, находящимся на поверхности. удельного Точка записи измеряемой разности потенциалов сопротивления относится к электроду М.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН (электрический каротаж) Результаты измерений изображаются в виде кривой, показывающей относительное изменение величины естественного потенциала (в мв ) по глубине скважины. Кривая ПС способствует выделению в разрезе проницаемых пород и значительно облегчает изучение геологического разреза скважины. Измеренные величины, представленные в виде кривых кажущегося удельного сопротивления КС и естественной поляризации ПС, образуют электрокаротажную диаграмму. При электрическом каротаже применяют зонды, различающиеся расстояниями между электродами и характером их взаимного расположения. Зонды бывают двух типов: градиент-зонды и потенциал-зонды. Для обозначения зонда записывают его электроды в порядке их расположения в скважине сверху вниз, проставляя между соответствующими им буквами расстояние в метрах. например, М 2, 5 А 0, 25 В обозначает градиент зонд двухполюсный, подошвенный, у которого верхний электрод является измерительным; на расстоянии 2, 5 м ниже него расположен первый питающий электрод А и на расстоянии 0, 25 м второй питающий электрод В. Помимо рассмотренных методов электрических измерений, применяют боковое каротажное зондирование (БКЗ), получившее широкое развитие при каротаже скважин на нефтяных и газовых месторождениях.