Размещено на http://www.allbest.ru/

Національна академія наук України

Інститут геології і геохімії горючих копалин

УДК 552.578.2.061.4:53

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

доктора геологічних наук

Теоретичні та методичні основи обґрунтування флюїдонасичення порід-колекторів

04.00.17 - Геологія нафти і газу

Нестеренко Микола Юрійович

Львів - 2007

Дисертацією є рукопис

Робота виконана у Львівському відділенні Українського державного геологорозвідувального інституту Міністерства охорони навколишнього природного середовища України

Науковий консультант:

доктор геологічних наук Федишин Володимир Олексійович, Львівське відділення Українського державного геологорозвідувального інституту, директор молекулярний колектор нафта

Офіційні опоненти:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор Колодій Володимир Васильович, Львівський національний університет ім. І. Франка, завідувач кафедри екологічної, інженерної геології та гідрогеології;

доктор геолого-мінералогічних наук, професор Маєвський Борис Йосипович, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, завідувач кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ;

доктор геологічних наук, старший науковий співробітник Рослий Іван Степанович, Чернігівське відділення Українського державного геологорозвідувального інституту, провідний науковий співробітник

Провідна установа: Інститут геологічних наук НАН України, м. Київ.

Захист відбудеться “29” березня 2007 р. о 14 00 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.152.01 в ІГГГК НАН України за адресою: 79060, м. Львів-60, вул. Наукова, 3а.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці ІГГГК НАН України за адресою: 79060, м. Львів-60, вул. Наукова, 3а.

Автореферат розісланий “28” лютого2007 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради кандидат геологічних наук Н.Я. Радковець

Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. Вагомим чинником стабільного розвитку народного господарства України є забезпеченість вуглеводневою сировиною власного видобутку. Така мета досягається ефективним проведенням геологорозвідувальних робіт на регіональному, пошуковому і розвідувальному етапах, а також раціональним за інтенсивністю та повнотою освоєнням ресурсної бази нафти і газу. Відповідно набирає вагомості об'єктивність обліку загальних і видобувних запасів вуглеводнів у надрах, зокрема за рахунок достовірного визначення величин параметрів колекторів і їх нафтогазонасичення.

Породи-колектори нафти і газу є доволі різноманітними і складними полімінеральними системами. Їх необхідно розглядати не лише як багатофазні, але й як багатокомпонентні, в яких важливу роль відіграють молекулярно-поверхневі явища на межі поділу фаз.

На сьогодні недостатньо висвітлено наукове обґрунтування і можливості експериментального вивчення порід на мікрорівні (зразків, порових каналів, капілярних ефектів тощо), що призводить до використання на практиці надто узагальнених петрофізичних моделей, які неадекватно описують фізичні властивості колекторів, сформованих у різних геологічних умовах. Методи оцінки неоднорідності порід-колекторів, впливу останніх на формування залишкового водо- і нафтонасичення слабо адаптовані до порід з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями (ФЄВ). Із вищезазначеним пов'язана об'єктивність вирішення низки прикладних завдань - від обґрунтування окремих параметрів кондицій порід-колекторів для підрахунку загальних і видобувних запасів вуглеводнів до створення геолого-фізичних основ розроблення родовищ.

Зазначені питання мають проблемний характер, недостатньо вивчені як теоретично, так і експериментально, що визначає актуальність досліджень автора, результати яких викладені у цій роботі.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота відповідає науковим напрямкам діяльності Львівського відділення Українського державного геологорозвідувального інституту (ЛВ УкрДГРІ). Проведені автором дослідження виконані на замовлення Державної геологічної служби в руслі вирішення наукових проблем: “Розробити наукове обґрунтування і практичні рекомендації по оцінці запасів і залученню в розробку покладів вуглеводнів в низькопористих колекторах” (1994 р.), державний реєстраційний № 0191U037118; “Обгрунтувати граничні значення параметрів низькопористих теригенних колекторів нових газоконденсатних родовищ України” (1996 р.), державний реєстраційний № 0194U016932; “Вивчити структуру флюїдонасичення теригенних колекторів для обґрунтування нафтовіддачі та контролю за повнотою вилучення флюїдів” (1996 р.), державний реєстраційний № 0195U18599; “Визначити граничні і кондиційні значення параметрів колекторів нових нафтогазоконденсатних родовищ України” (1998 р.), державний реєстраційний № 0196U007192; “Дослідити колекторські властивості порід, пластові флюїди і скласти ТЕО нафтоконденсатовіддачі родовищ, які представляються в ДКЗ України” (1999 р.), державний реєстраційний № 0198U001384; “Вивчити фізичні властивості порід, пластових вуглеводнів і скласти ТЕО нафтогазоконденсатовилучення для родовищ, які представляються в ДКЗ України” (2002 р.), державний реєстраційний № 0100U002629; “Дослідити фазовий стан вуглеводневих систем, фізичні властивості колекторів та обгрунтувати параметри для підрахунку запасів нафти, газу і конденсату для нових родовищ” (2004 р.), державний реєстраційний № 0102U005591.

Основні результати виконаних науково-дослідних робіт використовувалися при прогнозуванні петрофізичних, нафтовіддавальних властивостей порід-колекторів та обґрунтуванні підрахункових параметрів об'єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ.

Мета і задачі дослідження: експериментально вивчити молекулярно-поверхневі процеси у поровому середовищі, розробити теоретичні та методичні основи визначення структури флюїдонасичення порід-колекторів, дослідити особливості фізико-хімічних мікропроцесів у породах-колекторах та оцінити їх вплив на повноту вилучення нафти. Досягненню мети сприяло вирішення таких задач:

1. З'ясувати роль молекулярно-поверхневих явищ, а саме змочуваності та капілярних сил, у формуванні початкового і залишкового флюїдонасичення в породах-колекторах.

Об'єкт досліджень: теригенні й карбонатні породи-колектори родовищ нафти і газу в Передкарпатській, Причорноморсько-Кримській, Індоло-Кубанській нафтогазоносних, Дніпровсько-Донецькій газонафтоносній і Балтійській нафтоносній областях.

Предмет досліджень: петрофізичні властивості та флюїдонасичення порід-колекторів з низькими ФЄВ та чинники, які на них впливають.

Методи дослідження: поставлені задачі вирішувалися комплексними петрофізичними дослідженнями і фізичним моделюванням процесу нафтовилучення на зразках керна з урахуванням молекулярно-поверхневих явищ і структурних параметрів порового середовища, простежуванням і встановленням кореляційних зв'язків між фізичними параметрами порід з метою обґрунтування їхніх кондиційних значень, диференціацією нафти у поровому середовищі за ступенем вилучення.

Наукова новизна одержаних результатів. Автором уперше:

1. Обґрунтовано визначення залишкового водонасичення низькопроникних порід і виділення частки надкапілярних, капілярних та субкапілярних пор за характерними ділянками кривих капілярного тиску.

2. Досліджено особливості насичення порід-колекторів незмішуваними рідинами, які простежуються зі зміною величини перепаду тиску витіснення та запропоновано спосіб класифікування порід за змочуваністю поверхні пор на гідрофільні, гідрофобні, нейтральні та гетерогенні.

3. Виявлено вплив молекулярно-поверхневих явищ на повноту насичення низькопроникних порід водою під час моделювання процесів формування їх залишкового водонасичення та вдосконалено методику визначення ємнісних параметрів порід-колекторів.

4. Розвинуто теоретичні та методичні засади оцінювання розподілу нафти в поровому середовищі порід-колекторів на вільну, плівкову та адсорбовану шляхом фізичного моделювання процесу нафтовилучення.

Основні положення, що захищаються:

1. Розподіл пор у породах-колекторах на надкапілярні, капілярні та субкапілярні, який значною мірою зумовлює вміст у них залишкової води, визначається за характерними ділянками кривих капілярного тиску.

2. Інтегральна характеристика змочуваності порової поверхні порід отримується зіставленням їх флюїдонасичення полярними рідинами (вода, гас) за рівних величин тиску витіснення.

3. Структурні параметри порового простору та сили молекулярної взаємодії рідини з поверхнею пор зумовлюють недонасичення низькопроникних порід водою, врахування якого підвищує достовірність визначення їх ємнісних властивостей.

4. Диференціювання нафти в поровому середовищі за ступенем рухливості на вільну, плівкову та адсорбовану здійснюється за кривими капілярного тиску з урахуванням гідродинамічних і капілярних сил. Це дає змогу на стадії розвідки родовищ прогнозувати максимально можливу величину нафтовилучення і обґрунтовувати ефективну систему розробки покладів вуглеводнів.

Практичне значення отриманих результатів. Теоретичні та методичні розробки спрямовані на підвищення інформативності і достовірності петрофізичних досліджень порід-колекторів, оцінки загальних і видобувних запасів вуглеводнів, класифікації їх за ступенем вилучення, що в кінцевому результаті сприятиме підвищенню ефективності освоєння ресурсів вуглеводневої сировини.

Результати виконаних здобувачем науково-дослідних робіт оформлені у вигляді практичних рекомендацій і використовуються дочірніми підприємствами (ДП) в регіональних геологічних центрах (РГЦ): ДП “ПолтаваРГЦ”, ДП “ЧернігівРГЦ”, акціонерними товариствами ДАТ “Чорноморнафтогаз”, “Геонафта”, “Мінійоснафта” (Литва) у підрахунках запасів, проектуванні розроблення покладів вуглеводнів. Наукові розробки автора увійшли до трьох галузевих стандартів України ГСТУ 41-00032626-00-025-2000, ГСТУ 41-31-2002, ГСТУ 41-32-2002.

Особистий внесок здобувача. Основні теоретичні і методичні результати, які винесено на захист, опрацьовані здобувачем особисто. Ідея розроблення нових методик від постановки завдань до експериментального втілення, аналізу отриманих результатів та їх наукового узагальнення - повністю належить дисертанту. Ініційована автором робота виконувалася особисто або під його методичним керівництвом у лабораторії колекторів і нафтоконденсатовилучення ЛВ УкрДГРІ. Особистий внесок у наукові праці, що написані у співавторстві, зазначено у списку опублікованих праць за темою дисертації.

Апробація результатів дисертації. Результати виконаної наукової роботи доповідалися на 1-му і 2-му Міжнародних симпозіумах “Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения”, м. Санкт-Петербург, 1992, 1997 рр., Науковій нараді “Тектогенез і нафтогазоносність надр України”, м. Львів, 1992 р., Науково-практичних конференціях “Нафта і газ України” (м. Київ, 1994 р., м. Львів, 1995 р., м. Харків, 1996 р., м. Полтава, 1998 р.), 2-й конференції “The geochemical and petrophysical investigations in oil and gas exploration” в Яновіце біля Кракова, 1996 р., ХІІ Міжнародній науково-технічній конференції “Nowe metody i technologie w geologii naftowej, wіertnictwie, eksploatacji otworowej i gazownictwie“, м. Краків, 2001 р., Науково-практичній конференції і VІІІ Міжнародній виставці “Нефть и газ. Нефтехимия”, м. Казань, 2001 р., ІІІ, ІV, V Міжнародних конференціях, присвячених геодинаміці й нафтогазоносним системам Чорноморсько-Каспійського регіону (м. Гурзуф, 2001, 2002, 2003 рр.); Міжвідомчому науково-практичному семінарі “Обґрунтування граничних і кондиційних значень фільтраційно-ємнісних параметрів теригенних порід-колекторів”, ЛВ УкрДГРІ, м. Львів, 2005 р.

Публікації. За темою дисертації здобувачем опубліковано 57 робіт у наукових журналах і збірниках праць, у тому числі 25 у фахових виданнях, затверджених переліками ВАК України, видано три галузевих стандарти України, на п'ять винаходів отримані патенти, решта - 9 публікацій в інших виданнях, 15 тез доповідей на наукових симпозіумах і конференціях різного рівня, які в авторефераті не вказані.

Структура дисертації. Дисертація обсягом 297 сторінок складається з вступу, чотирьох розділів, висновків, включає список використаних джерел із 263 найменувань на 29 сторінках, 86 рисунків (11 на окремих сторінках) і 35 таблиць (12 на окремих сторінках).

Автор щиро вдячний за участь в обговоренні теоретичних положень і результатів експериментальних досліджень провідним фахівцям ЛВ УкрДГРІ доктору геологічних наук В.О. Федишину (науковий консультант), кандидатам геолого-мінералогічних наук Я.А. Пилипу, Ю.С. Губанову, В.А. Даніленку, М.І. Зазуляку, В.С. Іванишину, В.В. Олейнику, кандидату геологічних наук М.М. Багнюку, кандидату хімічних наук І.Б. Губичу, кандидату технічних наук Ю.Г. Філясу, а також іншим співробітникам за практичну допомогу в оформленні роботи.

Основний зміст роботи

Особливості будови і нафтогазоносність порід-колекторів

Об'єктом досліджень здобувача вибрані породи-колектори нафтових, газоконденсатних і газових родовищ та перспективних площ у межах нафтогазоносних областей (таблиця). Стратиграфічний діапазон досліджуваних об'єктів охоплює середньокембрійські, кам'яновугільні, нижньопермські, верхньоюрські, крейдові, еоценові та міоценові відклади з усіма основними літологічними різновидами порід-колекторів.

Карпатська нафтогазоносна провінція

Передкарпатська нафтогазоносна область (НГО) охоплює Більче-Волицький і Бориславсько-Покутський нафтогазоносні райони (НГР). Геологічна будова і нафтогазоносність Карпатської нафтогазоносної провінції (НГП) вивчалася науковцями і практиками, серед яких слід згадати: П.М. Бодлака, Г.Ю. Бойка, Л.Т. Бойчевську, М.Д. Будеркевича, І.Б. Вишнякова, М.Я. Вуля, В.В. Глушка, Ю.М. Годину, Г.Н. Доленка, Х.Б. Заяць, В.В. Колодія, О.І. Костюка, С.С. Круглова, Ю.З. Крупського, Я.О. Кульчицького, П.Ю. Лозиняка, С.А. Маковського, О.О. Орлова, Б.Й. Маєвського, Л.С. Мончака, М.І. Павлюка, Б.П. Різуна, Ю.М. Сеньковського, О.С. Ступку, П. М. Шеремету, П.Ф. Шпака, В.М. Щербу, О.С. Щербу, В.І. Юшкевича, Б.І. Яроша та ін.

У межах західного регіону України поверхня кристалічного архейсько-нижньопротерозойського фундаменту полого занурюється в західному і південно-західному напрямках та перекривається осадовим чохлом, товщина розрізу якого збільшується також у цих напрямках.

Нафтогазоносність. У Більче-Волицькому НГР Передкарпатської НГО відкрито понад 40 газових і нафтових родовищ.

Таблиця Об'єкти досліджень у межах нафтогазоносних областей (склав М.Ю. Нестеренко, 2005 р. за матеріалами Атласу родовищ нафти і газу України)

Майже 95 % покладів пов'язані з піщаними горизонтами баденію і нижнього сармату, лише 5 % - з відкладами юри, альб-сеноману, сенону, карпатію.

Лопушнянське нафтове родовище, яке територіально належить до Передкарпатської НГО Карпатської нафтогазоносної провінції, зосереджене у платформних (юра, крейда, палеоген) відкладах автохтону Північнобуковинських Карпат. Пастка представлена брахіантиклінальною складкою карпатського простягання, ускладненою поздовжніми і поперечними диз'юнктивними порушеннями. Ці порушення розсікають складку на сім блоків, три з яких містять нафтові поклади. Середня проникність колекторів крейдового віку 0,710 м2, пористість 9,2-16 %, а юрських вапняків відповідно 0,6210 м2, 11-14,3 %. Нафтовий поклад в юрських відкладах масивно-пластовий, крейдових - пластово-склепінний, а в палеоген-міоценових - пластово-літологічно обмежений.

Дніпровсько-Прип'ятська нафтогазоносна провінція

Дніпровсько-Донецька газонафтоносна область. Сучасні уявлення про будову Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ), до якої приурочена однойменна газонафтоносна область, розвивалися починаючи з праць А.Д. Архангельського, Н.С. Шатського, М.Ф. Балуховського, І.Г. Баранова, В.Г. Бондарчука, В.К. Гавриша, Г.Н. Доленка, В.В. Клименка, В.П. Клочка, В.О. Краюшкіна, Ф. Лисенка, В.Б. Порфір'єва, В.Б. Соллогуба, С.І. Субботіна, М.В. Чирвінської і до робіт Ю.О. Арсірія, А.А. Білика, С.О. Варічева, І.В. Височанського, М.І. Галабуди, І.І. Дем'яненка, М.І. Євдощука, О.М. Істоміна, Б.П. Кабишева, В.І. Кітика, О.Ю. Лукіна, І.С. Рослого, А.В. Чекунова, П.Ф. Шпака та ін.

Дніпровсько-Донецька западина простягається з північного заходу на південний схід на 800 км при ширині 170-270 км, розділяючи Український щит і Воронезький масив. Вздовж простягання западини виділяють по дві бортові й прибортові зони і центральний грабен. Вони відрізняються особливостями тектоніки, стратиграфії, історії розвитку і, як наслідок, нафтогазоносністю.

Нафтогазоносність. У Дніпровсько-Донецькій газонафтоносній області (ГНО) відкрито понад 200 родовищ. Цей нафтогазовидобувний реґіон в Україні є основним з видобутку вуглеводневої сировини, переважають запаси газу - 74,5 %. Тут виділяють 32 зони нафтогазонагромадження, що згруповані у 14 нафтогазоносних районів.

Реґіонально нафтогазоносними є турнейсько-нижньовізейський і верхньовізейсько-серпуховський комплекси. Породами-колекторами слугують пісковики, алевроліти, ґравеліти, тріщинувато-кавернозні карбонатні відклади, а також тріщинуваті породи кристалічного фундаменту.

Юліївське нафтогазоконденсатне родовище знаходиться в межах Північної бортової зони ДДЗ. Поклади пластові літологічно обмежені й тектонічно екрановані. Породи-колектори представлені пісковиками проникністю (0,01-1561)10 м2 і пористістю 6-24,8 %. Поклади промислового значення встановлено у візейських і серпуховських відкладах (горизонти В-25-26, В-20-21, В-16-19, С-6, С-5), а також у кристалічному фундаменті (горизонти -1 і -2). Поверх нафтогазоносності перевищує 700 м, висота покладів коливається від 44 до 228 м.

Котелевське газоконденсатне родовище розташоване у північній прибортовій зоні ДДЗ. Воно пов'язане з однією із антиклінальних складок Котелевсько-Березівського структурного валу. Продуктивними є верхньосерпуховські і візейські відклади. Для горизонту В-16 проникність становить (0,08-1,12)10 м2, пористість 5-10 %, для горизонту В-25-26 відповідно (0,35-16,5)10 м2 і 6-19 %.

Руденківське газоконденсатне родовище розташоване у південній прибортовій зоні ДДЗ і займає північно-західний схил Нехворощанського виступу. По кам'яновугільних відкладах воно приурочене до монокліналі, обмеженої з півдня кількома скидами 50-150-метрової амплітуди, що відділяють його від Новомиколаївського підняття. Газоконденсатні поклади пов'язані з пісковиками горизонтів Т-1 і Т-3 турнейського та В-25 і В-26 візейського ярусів. Основними є поклади в горизонтах В-26 і Т-3. За винятком масивно-пластового покладу горизонту Т-3 всі інші є пластовими літологічно обмеженими і тектонічно екранованими. Проникність колекторів (1,3-46)10 м2 за середньої пористості 10 %.

Чутівське газоконденсатне родовище приурочене до Чутівсько-Розпашнівського валу в приосьовій зоні ДДЗ. Пастки вуглеводнів пов'язані з Чутівським соляним штоком пермського віку, огорненим з північного і західного боків та перекритим зверху породами середнього і верхнього відділів кам'яновугільної системи та нижньопермськими утвореннями. Поклади в горизонтах А-2 і А-6-8 літологічно обмежені та тектонічно екрановані. Масивно-пластовими тектонічно екранованими є поклади горизонтів А-5 та Б-10-12. Колекторами слугують пісковики проникністю (0,4-359)10 м2, пористістю 8-18 %, поверх газоносності 750 м.

Причорноморсько-Північнокавказько-Мангишлацька нафтогазоносна провінція

Причорноморсько-Кримська НГО. В ній виділяють райони: Таврійський газоносний, Чорноморсько-Північнокримський нафтогазоносний і Губкінсько-Іллічівський нафтоносний. Уявлення про геологічну будову і нафтогазоносність Південного регіону висвітлені в працях О.Т. Богайця, Г.К. Бондарчука, М.Є. Герасимова, К.Г. Григорчука, Б.І. Денеги, Г.Н. Доленка, С.М. Захарчука, В.В. Колодія, Р.Й. Лещуха, П.М. Мельничука, М.М. Муратова, М.І. Павлюка, Б.М. Полухтовича, О.С. Ступки, І.І. Чебаненка та інших дослідників.

Основними тектонічними елементами області є Південноукраїнська монокліналь, Каркінітсько-Північнокримський прогин (Одесько-Джанкойський рифт за В.Б. Соллогубом) та Чорноморсько-Каламітсько-Центральнокримське підняття. Західна границя НГО приблизно збігається з Одеським, а східна - з Оріхово-Павлоградським розломами. Поклади нафти знаходяться у відкладах неоком-аптських (Октябрське родовище) та верхньої крейди (Серебрянське родовище). Скупчення газу залягають у палеоценових, еоценових, майкопських та неогенових утвореннях на глибинах від 500 до понад 1500 м, газоконденсатні поклади поширені в нижньо- і верхньокрейдових та нижньопалеоценових відкладах.

Олімпійська перспективна площа знаходиться у південно-західній частині Крайового тектонічного уступу, який на півночі межує з валом Губкіна, а на півдні - з Нижньодунайським прогином. Вона знаходиться у тектонічному блоці, обмеженому з північного боку Сулинсько-Кримським розломом.

Нафтонасичений вапняк ефективною товщиною 2,2 м виявлено у палеоценових відкладах. Породи-колектори середнього еоцену внизу розрізу насичені водою, а вище - газом. Тут виділено пласти проникністю (0,13-9,6)10 м2, пористістю 9,8-15 %, ефективною товщиною 7,2 і 2,2 м і газонасиченням 50 та 60 %.

Індоло-Кубанська НГО. Її західний, український сектор, що охоплює південну частину акваторії Азовського моря, Керченський півострів та прилеглу зону прикерченського шельфу Чорного моря, тектонічно відповідає Індольському олігоценово-антропогеновому прогинові, який на схід переходить у Кубанський і як єдина структура відомий під назвою Індоло-Кубанського. Індольський прогин на півночі насунутий на Азовський вал, а з півдня на нього насунутий субширотний Владиславівський тектонічний покрив. У межах прикерченського шельфу виділяють Південнокерченський прогин із западиною Сорокіна.

Нафтогазоносними в Індоло-Кубанській НГО є верхньокрейдові, палеоценові, еоценові, майкопські, баденські і меотичні (чокрак-караганський яруси) відклади.

Північнобулганацьке газове родовище розташоване в акваторії Азовського моря в центральній зоні Індольського прогину. За геофізичними даними товщина осадового чохла тут може досягати 12 км, з яких на майкопські і стратиграфічно молодші відклади може припадати 6-7 км. Родовище приурочене до Північнобулганацької структури, яка є антиклінальною складкою західно-північно-західного простягання з двома округлими склепіннями, ускладненою в північній частині структурним клином. Газоносними на західній і східній перикліналях є вапняки караганського й чокрацького ярусів (продуктивні пачки ІVа і ІVб) проникністю (0,53-4,5)10 м2, ефективною пористістю 19-23 %.

Балтійсько-Переддобрудзька нафтогазоносна провінція

Балтійська нафтоносна область охоплює територію Балтійської синеклізи, в межах якої виділені такі нафтоносні райони: Гарґждайський, Тельшяйський, Калінінградсько-Гусєвський, Південнокалінінградський, Большаковський. Синекліза розташована між Балтійським щитом і Білоруським масивом та розкривається в акваторію Балтійського моря, де глибина залягання фундаменту досягає 8-9 км. Сучасні уявлення про геологічну будову і нафтоносність області висвітлені в працях Г.Б. Восілюса, В.А. Кортікуса, Л.Н. Лашкової, К.А. Сакалаускаса та інших дослідників. Промислова нафтоносність області пов'язана головним чином із середньокембрійськими відкладами, а також з карбонатними породами ордовику і силуру.

Гіркаляйське і Шюпаряйське родовища. Усі поклади тут пов'язані з невеликими за площею та амплітудою структурами огортання виступів докембрійського фундаменту з широкими склепіннями і доволі крутими крилами, ускладненими скидами. Нафтові поклади виявлені в антиклінальних складках у середньокембрійських пісковиках проникністю (0,1-60)10 м2 і пористістю 1,3-11 %. Поклади тектонічно екрановані.

Молекулярно-поверхневі процеси у поровому середовищі

Породи-колектори зазвичай є неоднорідними системами. Тверда фаза представлена уламками мінералів різного походження і цементувальним матеріалом, а поровий простір зайнятий пластовою або залишковою водою і вуглеводневими сполуками. На поверхні мінеральної маси внаслідок дії електростатичних сил утворюються поверхневі шари рідини.

Взаємодія води з поверхнею порід. Адсорбційні властивості дуже чутливі до ступеня енергетичної неоднорідності. Довший час вважалося, що адсорбція води на поверхні мінералів проходить у дві стадії, які відрізняються між собою за характером їх взаємодії. На першій стадії взаємодія охоплює перший шар молекул - моношар. На другій взаємодіють інші молекули (полімолекулярна адсорбція). Відповідно до цього було прийнято розподіляти воду на міцнозв'язану і крихкозв'язану, а пізніше допускалася наявність трьох типів води: гігроскопічної, плівкової і вільної.

У моделі гідратації обмінних катіонів навколо них утворюються гідратні сфери, а їхня кількість залежить від енергії взаємодії окремих катіонів з молекулами води. Для сильно гідратованих одновалентних катіонів Na+, Li+ ці енергії порівнянні між собою, тому мінерали з такими обмінними катіонами дуже набухають у воді. На поверхні силікатів присутні шари води товщиною 0,01-0,02 мкм, яким властива упорядкована структура і які діють як матриця для іммобілізації більш віддалених шарів води. Двовимірна модель базується на припущенні про зв'язок між адсорбентом та адсорбатом у площині, паралельній розташуванню шарів. У моделі несуцільного адсорбційного шару молекули води не можуть створювати суцільний моношар. У моделі гроноподібної адсорбції допускається, що остання відбувається лише на гідрофільних ділянках (тобто перші молекули не утворюють суцільного моношару). На цих ділянках за рахунок адсорбції наступних молекул води виникають полімолекулярні шари гроноподібної структури.

У жодній із зазначених моделей не розглядалася можливість використання результатів досліджень для обґрунтування структури флюїдонасичення порід - колекторів нафти і газу, проте теоретична цінність їх, безперечно, велика. Плівка води на твердих мінеральних поверхнях має аномальні фізичні властивості. Найрізкіше ці властивості (підвищена в'язкість, густина, знижена діелектрична проникність, відчутно менший коефіцієнт дифузії, підвищена електропровідність) проявляються за товщини плівок менше 0,5 мкм. Зазначені особливості зв'язаної води слід ураховувати, вивчаючи петрофізичні властивості порід-колекторів.

Адсорбція вуглеводнів породотвірними мінералами. Найбільшу поверхневу активність мають металопорфіринові комплекси (МПК) у нафті, які, в основному, асоціюють з асфальтеносмолистими компонентами (N.A. Rabon, 1956, H.N. Dunning та ін., 1960, Н. Бартоломей, У. Коломбо, 1970). Найбільшу гідрофобізувальну дію на поверхню кварцу, змоченого водою, справляють розчини асфальтенів з максимальним вмістом МПК, тоді як асфальтени без них практично не змінюють характеру змочування. Адсорбція асфальтенів на кварцовому піску фракції 0,12-0,15 мм, як правило, закінчується через 48-60 год (І.Л. Мархасін, 1977). Для завершення адсорбційних процесів у динамічних умовах потрібен час, на порядок вищий, ніж у статичних. Це необхідно враховувати під час моделювання процесів фільтрації та вилучення вуглеводнів з порід-колекторів у термобаричних умовах. Адсорбційна здатність поліміктових пісковиків більша, ніж кварцових. Так, у кварцових пісковиках проникністю (0,15-2,58) мкм2 вона змінюється від 7,6 до 1 мг/см3 об'єму пор, у поліміктових у межах 33-22,6 мг/см3 за проникності порід (0,03-0,69) мкм2 (В.М. Березін, Н.А. Дубровіна, 1981). Для кварцових пісковиків і вапняків із залишковою водою адсорбція знижується у 2,5-3 рази, а для поліміктових - до 10 разів, тобто в останніх залишкова вода більшою мірою ізолює адсорбційні центри мінеральної поверхні від вуглеводневої рідини.

Після контакту нафти з породою виникає адсорбційний шар, який складається з поверхнево-активних компонентів нафти і під дією термобаричних чинників протягом геологічного проміжку часу піддається структурній і хімічній перебудові. Внаслідок цього в зонах контакту формується нерозчинна фаза ущільненої плівки товщиною 0,3-0,5 мкм. У разі насичення порід активною нафтою подібна фаза не виявлена, що свідчить про генетично-геохімічний характер її походження і складність експериментального моделювання первинного характеру змочування поверхні порід у лабораторних умовах.

Властивості і будова граничного шару нафти. Граничний шар нафти за властивостями розділяється на складові: пружно-в'язкий на твердій поверхні і з підвищеною в'язкістю, тобто існує поступовий перехід від рідини в об'ємі до рідини у граничному шарі. Деякі дослідники (J.K. Jordan, B.M. Mac-Cardell, C.B. Hocott, 1957) вважають породи гідрофільними, оскільки в них міститься залишкова вода, заперечуючи цим безпосередній контакт нафти з мінеральною поверхнею порового середовища. Проте у працях інших авторів (Г.А. Бабалян, В.Л. Комаров, Р.Б. Морозов, Л.І. Орлов, 1963) ця теза не підтверджується. Граничні шари нафти і води на поверхні порід спричиняють комплекс явищ, які визначають фізико-хімічні мікропроцеси в нафтогазоносних пластах. Адсорбційний шар гідрофобізує мінеральну поверхню. Змочуваність і мікронеоднорідність порід - найважливіші і найменш вивчені характеристики, які впливають на розподіл і умови витіснення залишкової нафти. У колекторах вода займає найменші за розмірами (до 1 мкм) порові канали та утворює тонку плівку на мінеральній поверхні. Нафта перебуває у порах розміром понад 1 мкм.

Гідрофобізація поверхні визначає кількість зв'язаних (залишкових) флюїдів. У породах-колекторах присутнє, як правило, залишкове нафтонасичення (ЗН) декількох видів. Структура його істотно залежить від характеру змочування поверхні і параметрів порового простору порід. Проте загальним недоліком існуючих методів визначення ЗН (Н.Н. Міхайлов, 1992) варто вважати їхню невисоку достовірність. Тому вивчення залишкової і вільної нафти і води має не лише теоретичне, а й важливе прикладне значення для диференціації вуглеводнів у продуктивному розрізі за ступенем вилучення, уточнення їх загальних і видобувних запасів.

Методичні засади петрофізичних досліджень порід-колекторів

Вивчення колекторських властивостей продуктивних горизонтів є невід'ємною складовою процесу визначення промислової цінності та проектування розроблення родовищ нафти і газу.

Методичні основи дослідження колекторів викладені в роботах багатьох авторів (Д. Амікс, Д. Басс, Р. Уайтінг, 1962, Н.С. Гудок, 1969, Г.І. Петкевич, О.В. Шеремета, Г.Й. Притулко, 1979, В.М. Бортніцька, 1985, Л.М. Марморштейн, 1985, Б.І. Тульбович, 1990, Д.Д. Федоришин, 1999, В.О. Федишин, 2003 та ін.). Проте методичне забезпечення недостатньо адаптоване до порід-колекторів з низькими ФЄВ. Відсутність узгоджених нормативних документів призводить до суттєвих розбіжностей у визначенні окремих параметрів, оскільки використовуються різні методичні підходи.

Вплив геолого-фізичних чинників на залишкове водонасичення порід. Серед чинників, які впливають на залишкове водонасичення Кзв у пластових умовах, здебільшого розглядаються фільтрацiйно-ємнiсні властивості колекторів. При цьому недостатньо аналізуються змочуваність порової поверхні мінерального скелета, термобаричні умови покладу, фiзико-хiмiчні властивості води і флюїдів (агентів), що її витісняють, неоднорідність порід тощо.

Змочуванiсть порової поверхні колекторів пластовими флюїдами істотно впливає на їх розподіл у поровому середовищі. Дослідження, проведені Е. Амотом (W.G. Anderson, 1986), свідчать, що під дією атмосферних умов змочуваність зразків змінюється з гідрофільної до гідрофобної. Проте, як вказують деякі дослідники (С. Schmid, 1964), породи при цьому стають більш гідрофільними.

Вплив термобаричних умов на вміст залишкової води вивчений недостатньо. Є.А. Поляковим (1978 р.) показано, що підвищення пластової температури в діапазоні 20-200 С спричиняє зниження Кзв на 15-20 %, а збільшення пластового тиску від 0 до 30 МПа - його зростання на 4-8 %.

Неврахування явища набухання і густини залишкової води призводить до зменшення основного пiдрахункового параметра - коефіцієнта нафтогазонасиченості (Н.І. Нефьодова, Н.А. Піх, 1989). Автори досліджували пiщано-алевритові породи Уренгойського, Самотлорського і Варйоганського родовищ Західносибірської НГП, які мали широкий діапазон глинистості (вiд 3,1 до 71,5 %). Для пісковиків з низькою глинистістю розбіжність між відкоригованим і визначеним залишковим водонасиченням (без урахування набухання глинистого цементу та аномальних властивостей залишкової води) не перевищувала 4 %, а для сильноглинистих в окремих випадках становила понад 30 %.

Експериментами доведено (Г.А. Бабалян, 1956), що кількість залишкової води, яка визначається витісненням її вуглеводневою рідиною, практично не залежить від типу води насичення. Зі зміною активності вуглеводневих сполук під час дослідів спостерігалася така тенденція: чим більша в'язкість нафтопродукту (моделі нафти), що витісняє воду, тим менший Кзв.

Методичні аспекти визначення залишкового водонасичення. Залишкове водонасичення порід-колекторів вуглеводнів зазвичай визначають такими методами: фільтраційним, напівпроникної мембрани, центрифугування, капілярного просочування і випаровування. Здобувачем проведено їх тестування для умов досліджуваних об'єктів.

Експерименти з витіснення води пластовою нафтою виконано на двох моделях пластів крейдового віку Лопушнянського родовища, які мали параметри: проникність 24,610 м2 і 59,910 м2, пористість від 12,8 до 13,6 % за авторською методикою (патент України 3995). Установлено, що за кратностi промивання порового простору до значення одиниці з моделей витісняється понад 50 % об'єму пластової води, при =1-3 прирiст неістотний, а при 3 зміна залишкового водонасичення практично не фіксується вимірювальними засобами. Таким чином, із моделей витіснялося до 70 % води. Слід зауважити, що така методика є надзвичайно трудомісткою і мало використовується, хоча вона автомодельно збігається з процесом природного формування залишкового водонасичення нафтовмісних порід.

Для впровадження методу напівпроникної мембрани здобувачем випробувані різні типи ультрафільтрів керамічні, нікелеві, металокерамічні, що витримують капілярний тиск до 0,1-1 МПа та мають високі фільтраційні властивості для води. Експериментальні дослідження показали доцільність використання таких ультрафільтрів для капіляриметричних вимірювань з метою визначення коефіцієнта залишкового водонасичення порід-колекторів. За радіуса пор у діапазоні 1-0,15 мкм перепад тиску прориву газу через них становить від 0,14 до 1 МПа.

Передумовою визначення залишкового водонасичення методом центрифугування є обґрунтування оптимальних режимів процесу відповідно до фільтраційних властивостей порід-колекторів. З цією метою виконані експериментальні дослідження порід візейського ярусу окремих родовищ ДДЗ з широким діапазоном фільтраційно-ємнісних властивостей. Основний об'єм води із різнопроникних порід незалежно від обертової частоти витісняється за час центрифугування до 10 хв. Проте для порід з низькими фільтраційними властивостями його недостатньо, оскільки стабілізації водонасичення на різних доступних режимах роботи центрифуги не відбувається. Встановлено, що для порід-колекторів проникністю до 5010 м2 оптимальний термін центрифугування з різною обертовою частотою ротора від 1000 до 6000 об/хв становить 20 хв, а понад 5010м2 - 10 хв. Залишкове водонасичення порід визначається з кривих витіснення води за точкою відхилення прямої лінії, проведеної до кінцевої ділянки кривої капілярного тиску (ККТ) згідно з авторською методикою (ГСТУ 41-000-32626-00-025-2000). Приведення Кзв до пластових умов здійснюється через відношення пористості в поверхневих умовах до пористості у пластових .

Для дослідження кінетики капілярного просочування порід виготовлено спеціальний прилад. Експерименти показали, що процес просочування проходить у три етапи, які можна ідентифікувати з насиченням порового простору вільною, плівковою і залишковою водою. Стосовно способу випаровування, то виконані здобувачем досліди засвідчили, що постійна швидкість випаровування досягається поступово, протягом 3-4 годин.

Результати визначень різними методами залишкового водонасичення для пісковиків нижньокрейдових відкладів Лопушнянського нафтового родовища (Передкарпатська НГО) з близькими значеннями ФЄВ проникністю 6810м2 і пористістю 14 % - такі: центрифугуванням - 21 %; напівпроникної мембрани - 26 %; випаровуванням - 20 %; капілярного просочування - 22 %. Середнє значення цього параметра 22,3 %, а приведене до природних умов залягання колекторів - 23,7 %. Отже, нафтонасичення колекторів з подібними фільтраційно-ємнісними властивостями становитиме близько 76 %.

Капілярні явища у продуктивних пластах. До них у породах-колекторах відносяться змочуваність і прояв молекулярно-поверхневих сил.

Питання змочуваності порід залишається дискусійним: відсутні загальноприйняті методики визначення даного параметра та його впливу на електричні та фільтраційно-ємнісні властивості колекторів; існують різні підходи до трактування впливу наслідків екстрагування зразків розчинниками стосовно збереження їхньої первинної змочуваності. Деякі дослідники (G. Hassler, E. Brunner, 1945 та ін.) дотримуються гетерогенної моделі, за якою порові канали мають найрізноманітніший спектр змочуваності. Проте така модель обгрунтована лише теоретично і не підтверджена експериментально, що і стало предметом досліджень здобувача.

На сьогодні відомі методи диференційної та інтегральної оцінки змочуваності поверхні порід. Однак переважна більшість їх не має чіткої фізичної основи або обмежується лише якісними визначеннями, що не дає змоги дослідити характер змочуваності поверхні різних за розмірами порових каналів. Саме ці задачі вирішує розроблена і запроваджена здобувачем у ЛВ УкрДГРІ методика (патент України 15470, ГСТУ 41-32-2002), яка використовується в комплексі петрофiзичного вивчення порід-колекторів.

В основу методики покладене дослідження процесу капілярного витіснення з породи (моделі пласта) незмішуваних рідин, наприклад води і гасу, за різних перепадів тиску. При цьому ми виходили з тих фізичних засад, що коли поверхня порового середовища однаково змочується водою і гасом, то їх криві капілярного тиску (ККТ) збігаються в усьому діапазоні зміни розміру пор. Якщо поверхня змочується неоднаково, тоді відповідні незмішуваним рідинам ККТ відхиляються і за ступенем відносного відхилення для рівних значень перепаду тиску витіснення кількісно визначають характер змочування. Крайовий кут змочування у диференційному методі розраховують за співвідношенням: =arcсos (КвКн)/Кв, де Кв, Кн - відповідно водонасичення і гасонасичення за рівних значень перепаду тиску витіснення, а в медіанному - за тим самим виразом, але за водонасичення 50 %. На основі розрахунків породи за змочуваністю поверхні класифікують так: 090 гідрофільні; 90 з нейтральною (однаковою) змочуваністю; 90180 гідрофобні; 0180 з гетерогенною (неоднорідною) змочуваністю.

Змочуваність вивчали на зразках пісковиків, відібраних з родовищ різних нафтогазоносних регіонів: Уренгойське, пласти БУ10, БУ11 (Західносибірська НГП), Генчяйське, колектори середньокембрійського віку (Балтійська НО) та Куличихинське, горизонт Т-1 (Дніпровсько-Донецька ГНО). З одержаних результатів випливає, що гомогенний характер змочування поверхні порових каналів колекторів простежується лише для нейтральних зразків, у яких 90. Для гідрофільних порід із зниженням водонасичення крайовий кут зменшується, для гідрофобних - збільшується, а в породах з неоднорідною змочуваністю поверхні зростає до конкретного значення водонасичення 50-60 %, після чого перевищує 90. Інтегральна характеристика змочування порід (медіанний кут змочування) не дає подібної інформації. Запропонована здобувачем методика визначення змочування порід-колекторів за особливостями співвідношень ККТ для води і гасу дозволяє класифікувати ефективні пори за різною змочуваністю поверхні, що є важливим у поясненні процесів формування початкового і залишкового флюїдонасичення.

Проведена серія експериментів з вивчення впливу змочуваності поверхні на проникність, яка вимірювалася за фільтрації азоту, пластового газу, води та гасу через зразки порід горизонтів БУ10, БУ11 Уренгойського (Західносибірська НГП) і В-21, В-22 Рудівського (ДДЗ) родовищ. Варто відзначити, що в усіх випадках, незалежно від характеру змочуваності поверхні, проникність для пластового газу в 1,06-1,35 разу менша, ніж для азоту, оскільки останній гірше адсорбується на поверхні; для гідрофільних порід проникність для води менша, ніж для гасу, а для гідрофобних - навпаки. Це доводить, що в останніх гас і вуглеводневий газ утримуються скелетом породи під час фільтрації сильніше, ніж вода та інертний азот. Породи з нейтральною змочуваністю мають однакову проникність для води і гасу, оскільки, як випливає з дослідів, однаково реагують на рух через них незмішуваних рідин.

Виконано експериментальні дослідження змочуваності різних за літологічним складом порід-колекторів методом витіснення у відцентровому полі незмішуваних рідин (пластової води і гасу) в діапазоні перепадів тиску від 0,029 до 1,03 МПа. Зразки керна були представлені теригенними і карбонатними породами з різними природними умовами залягання в Дніпровсько-Донецькій ГНО, Передкарпатській та Індоло-Кубанській НГО. Вивчені породи-колектори: газоносні теригенні - візейського і турнейського ярусів групи родовищ Дніпровсько-Донецької ГНО, які залягають на глибинах понад 5000 м; газо- і нафтоносні теригенні - турнейського ярусу Руденківського, Куличихинського і Тимофіївського родовищ, поширені на середніх глибинах (3100-4200 м); нафтоносні теригенні - нижньої крейди Лопушнянського родовища Передкарпатської НГО; газоносні карбонатні - середнього-верхнього міоцену і верхнього майкопу Північнобулганацького родовища Індоло-Кубанської НГО. Для порівняльної характеристики наведені результати вивчення змочуваності середньокембрійських порід-колекторів Гіркаляйського нафтового родовища Балтійської НО.

Встановлено, що найбільш виразно молекулярно-поверхневі процеси проявляються у породах з низькими ФЄВ, де саме і формуються різні типи змочуваності поверхні ефективних порових каналів гідрофільна, гідрофобна, нейтральна або гетерогенна.

В ефективних порових каналах колекторів вміст бітуму досягає максимальних концентрацій у гідрофобних газоносних і особливо нафтоносних теригенних породах, в яких він формує суцільні облямівки на стінках пор або заповнює весь об'єм. Установлено, що у високопористих пісковиках продуктивних горизонтів В-19-В-20 Андріяшівського родовища ДДЗ після вилучення бітуму збільшення пористості становить 0,3-2,3 % абсолютних і 2,0-13,9 % відносних, у низькопористих - 0,25-0,52 % абсолютних і 4,3-6,6 % відносних.

Дослідженнями середньокембрійських порід Шюпаряйського нафтового родовища (Балтійська НО) з діапазоном матричної проникності (0,0001-0,00077)10м2, відкритої пористості 1,0-4,1 % зафіксовано для вищевказаного діапазону ФЄВ низькі значення залишкового водонасичення - 48-50 %. Ефективні порові канали в них гідрофобні, оскільки крайовий кут змочування змінюється від 91 до 121. Гідрофобність пор зумовлює також систематичне недонасичення об'єму водою порівняно з гасом під час вивчення ємнісних властивостей колекторів. Абсолютна похибка визначень залишкового водонасичення без урахування недонасичення пор змінюється від 15 до 23 %.

Тенденція недонасичення пор водою виявлена і для порід-колекторів інших родовищ, розташованих у різних нафтогазоносних областях.

Так, для пісковиків Семеренківського родовища Дніпровсько-Донецької ГНО встановлено, що недонасичення пор пластовою водою порівняно з гасом призводить до заниження відкритої пористості на 0,5-1,5 % абсолютних. Петрофізичні залежності типу параметр пористості - коефіцієнт пористості і параметр насичення - коефіцієнт водонасичення суттєво відрізняються між собою залежно від того, який об'єм пор за насиченням водою чи гасом прийнятий за основу під час визначення цих параметрів. Тому ємнісні властивості низькопроникних порід - відкриту пористість і залишкове водонасичення запропоновано приводити до істинних значень з урахуванням недонасичення пор водою.

Капілярні сили. Розміри порових каналів у породах-колекторах змінюються від 1-10 до 500 мкм і більше. В них унаслідок поверхневої активності розвивається капілярний тиск, який може досягати понад 0,03 МПа. Відомі способи його вимірювання на окремих капілярах недостатньо адаптовані до гірських порід.

Здобувачем розроблена методика визначення капілярного тиску в поровому середовищі у двох модифікаціях: у поверхневих умовах і пластових (патент України 14912). Перша з них передбачає одержання кривих залежності водо- та газонасичення Кв і Кн від тиску витіснення р для кожного зразка керна. Крайовий кут змочування вираховують за відносним відхиленням залежностей Кв=f(р) і Кн=f(р), а капілярний тиск - за формулою Лапласа, виходячи з того, що рк=р за умови =0; якщо 0180, то рк змінюється пропорційно соs .

Друга модифікація передбачає вимірювання перепаду тиску прориву газу через повністю водонасичену породу. Водонасичений зразок вміщують у кернотримач (патент України 2927), створюють баричні умови, витісняють воду азотом на певних етапах зміни тиску і водонасичення, визначають крайовий кут змочування ефективних пор за досягнутого водонасичення (патент України 15470, ГСТУ 41-32-2002). За одержаними результатами будують залежність водонасичення Кв від тиску витіснення р і капілярного тиску рк. Вона слугує для визначення капілярного тиску. Встановлено, що в породах на межі колектор-неколектор максимальне значення рк не перевищує 0,4 МПа, а градієнт тиску становить 10-13 МПа/м. Такі самі градієнти тиску формуються у присвердловинній зоні пласта під час припливу флюїдів, як засвідчили теоретичні розрахунки, виконані здобувачем.

Структура порового середовища. Рух пластових флюїдів у поровому середовищі істотно зумовлюється його структурними параметрами. Численні спроби встановити аналітичний зв'язок між проникністю і пористістю порід зазвичай не давали бажаного результату, тому тісноту виявлених залежностей між ними підсилювали введенням додаткових параметрів, зокрема звивистості порових каналів, структурного і літологічного коефіцієнтів тощо. Значення цих параметрів встановлювали емпірично і виключно до певних моделей колекторів, через що їх застосування для широкого спектра природних властивостей порід є проблематичним.

Здобувачем проведені експериментальні дослідження з вияснення співвідношень між гідравлічною й електричною звивистістю (близьких за фізичною сутністю понять) на скляних капілярних моделях різних форм: прямих, з різними коефіцієнтами звивистості, з тупиковими і розширеними порами. За отриманими результатами не виявлена тотожність між електричною і гідравлічною звивистістю порових каналів. Залежно від форми капілярів співвідношення між ними змінюються від 3 до 12 разів. Очевидно, це зумовлено тим, що водонасичені капілярні моделі, крім поверхневої, можуть мати електронну провідність, розрізнити які практично неможливо. Тому використання зазначених параметрів не додає об'єктивності до характеристики структури порового середовища.

У зв'язку з цим здобувачем розроблена методика кількісної оцінки на мікрорівні параметрів порового простору. За кривими капілярного тиску (ККТ), загальний об'єм порового простору колекторів нафти і газу розділяється на складові:

Ка + Кр + Кз = 1,

де Ка - частка надкапілярних порових каналів;

Кр - частка капілярних пор;

Кз - частка субкапілярних пор.

Надкапілярні порові канали Ка - це частка об'єму, зайнята порами, з яких витіснення флюїдів відбувається без впливу капілярних сил (поршневе витіснення вуглеводнів). Це, здебільшого, порові канали радіусом 10-100 мкм і більше переважно з нейтральною змочуваністю поверхні (початкова ділянка ККТ). Капілярні пори Кр - частка об'єму порового середовища, зайнятого поровими каналами радіусом 1-10 мкм, ефективність витіснення флюїдів з яких залежить від співвідношення гідродинамічних і капілярних сил і характеру змочування порової поверхні (перехідна ділянка ККТ). Субкапілярні пори Кз - це частка об'єму, який займають нефільтрувальні пори радіусом менше 1 мкм (кінцева ділянка ККТ), що зазвичай заповнені залишковою водою. З цих позицій ефективну пористість Кпе слід розглядати як Кпе=Кп(1Кз), динамічну Кпд - як Кпд=Кп(1КзКр). Враховуючи це, для нафтових і газових родовищ коефіцієнт витіснення нафти (газу) =Кпд/Кпе. Запропонована методика дає змогу обґрунтовано оцінювати вплив параметрів структури порового середовища на ємнісні та нафтогазовіддавальні властивості колекторів.