Свойства залежей нефти и газа

Плотность. Для залежей определяется плотностью пород коллекторов, которая зависит от минерального состава, но в большей степени от пористости. Нефть и газ способствуют уменьшению плотности (σ) в залежи и поэтому она меньше плотности вмещающих пород. С глубиной изменения плотности и пористости довольно неравномерно: наибольшие изменения характерны для глубины 0-3 км. Как показывает опыт бурения глубоких скважин, пористость в объеме залежи остается высокой, составляя в ряде случаев 30% (на глубинах 5-7 км и более).

Удельное электрическое сопротивление ρ. поляризуемость η . Величина ρ залежи больше водоносных пластов в 100 и более раз. Наиболее вероятная величина, характеризующая возрастание удельного сопротивления нефтегазовых пластов, считается равной 10. Минерализация пластовых вод оказывает существенное влияние на электрическое сопротивление залежей.

Влияние термодинамических условий залегания проявляется, главным образом, через изменение электрических свойств насыщенного флюида. В общем случае увеличение всестороннего давления ведет к возрастанию сопротивления, а увеличение температуры – к уменьшению его, так как повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над влиянием давления.

Но продуктивный горизонт рассматривается как единый геоэлектрический, поэтому сопротивление нефтегазоносных слоев в 2-3 раза больше водоносных слоев. Но в отдельных случаях превышение составляет в 5 раз.

Удельное сопротивление газовых залежей выше нефтяных. Месторождения нефти и газа характеризуется большей поляризуемостью η как в области залежи, так и выше ее. Это связано с наличием пирита, образовавшегося в результате взаимодействия залежи с вмещающими породами. Содержание пирита в отдельных горизонтах ряда месторождений иногда достигает 20-30% от объема породы. Поляризуемость η в контуре залежи в 5-7 раз выше, чем в законтурной области. Для непродуктивных структур увеличение поляризуемости в области свода не наблюдается. Для нефтяных месторождений коэффициенты поляризуемости выше, чем для газовых.

Скорость (V_p) и поглощение (α) в нефтегазовых отложениях уменьшается по сравнению с V_р и α в водоносной части на 0,5 км/с или на 15-25% и более. Коэффициент α, который целесообразно называть эффективным, поскольку он характеризует действие многих факторов, увеличивается в 10 раз и более. Средние значения α_в в водоносной части составляют первые единицы

10^-3 м^-1 , тогда как значения α_нг в нефтегазовых залежах достигает больших величин.

С повышением температуры величина V_р уменьшается, наиболее интенсивно в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо – и водонасыщенными породами. Увеличение давления ведет к повышению V_р.

Магнитная восприимчивость (æ). Нефть является диамагнетиком. Ее магнитная воспреимчивость примерно равна (-1)*10^-5 ед.СИ. Но в пластовых условиях нефть характеризуется слабыми парамагнитными свойствами, что обусловлено молекулярными свойствами органических компонентов с железом и его окислами, а также повышенной концентрацией этих соединений.

Магнитные свойства газа неизвестны. По аналогии с другими газами можно предполагать, что значение газа имеет порядок 1*10^-5 ед.СИ. Магнитные аномалии от залежей характеризуется различием æ углеводородов и законтурных вод, а также пород коллектора в области залежи и вне ее.