fy"> ик > N ип + N ит поровим-трещиновато-кавернознийS в ип > N ит + N ик тріщинуватий-пористо-кавернознийS в ит > N ип + N ик SB - вміст капілярно-пов'язаної води; m до , m т , m п - коефіцієнти кавернозному, тріщинуватості і пористості; N ип , N < span align = "justify"> ик , N ит - видобувні запаси нафти в порах, кавернах і тріщинах.
каверни-тріщинуваті колектора зустрінуті у верхньому девоні на Речицьке родовищі Білорусії, в крейдяних відкладеннях Північного Кавказу, в нижньому кембрії Осинського, Атовской і Марківської площ Іркутського амфітеатру.
поровим-тріщинуватий і трещиновато-поровий тип колекторів відзначений на окремих ділянках ряду родовищ Західного Сибіру (наприклад на Талінском родовищі).
Досвід розробки родовищ показав, що близько 60% запасів нафти в світі приурочено до піщаних пластах і піщаниках, 39% - до карбонату, близько 1% - до метаморфічних і вивержених порід.
Фільтраційні і ємнісні характеристики порід-колекторів нафтового й газового пласта (ФЕС) незалежно від типу колектора характеризуються рядом основних показників:
) пористістю;
) проникністю;
) питомою поверхнею;
) гранулометричним складом;
) механічними властивостями;
) насиченістю порід нафтою, водою і газом. Перераховані властивості знаходяться в тісному зв'язку з розмірами і формою зерен гранулярних колекторів, що визначають основні запаси нафти в родовищах Західного Сибіру. За розмірами розрізняють структури уламкових порід: псефітовую (уламки розміром більше 2 мм), псаммітовую (0,1 Г· 2 мм), алевритового (0, 01 Г· 0,1 мм) і пелітового (менше 0,01 м...
