Нефтегазовые залежи — это стволы, обладающие способностью удерживать углеводороды всех фаз (нефть, газ и газоконденсаты) и проницаемостью, позволяющей высвобождать их по мере увеличения выбросов. Под нефтегазовыми коллекторами залегают соляные породы. По природным меркам залежи нефти и газа в осадочных и карбонатных породах обычно ограничены и часто наблюдаются в других осадочных формациях. Горы и метаседиментационные породы не считаются обычными осадочными породами. Считается, что наличие нефти и газа в этих породах является результатом миграции углеводородов в трещиноватых частях горных хребтов, где вторичные источники и трещины образуются в результате химических и структурных процессов.
Считается, что нефтяные и газовые пласты были полностью насыщены водой. Когда образовались нефтегазовые пласты, вода, благодаря своей меньшей плотности, переместилась в верхние слои. Однако вода не была полностью вытеснена из пустот, поэтому богатые нефтью природные пласты содержали определенное количество воды, называемое остаточной водой. Условное содержание этой остаточной воды увеличивается по мере уменьшения порового пространства и степени проницаемости пласта.
Остаточная вода присутствует в пласте в виде молекулярно связанных мембран в стенках пор, пустот, трещин, изолированных разломов и нетекучих трещин в капиллярном состоянии. Остаточная вода в открытых участках обращает внимание на формирование осадочных пород.
Пористость в горных породах — это наличие пор, пещер, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают связанную и открытую пористость. Общая пористость определяется размером всех пор в стволе, а открытая пористость — размером взаимосвязанных пор. Открытая пористость в стволе используется в нефтяных скважинах, добывающих нефть из-под земли. Она выражается как отношение размера открытых (взаимодействующих) пор к величине коэффициента пористости (КП). Выражается в долях в единицах или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства гоночного массива.
Проницаемость — это способность породы пропускать воду и газ. Почти все породы буквально непроницаемы для жидкостей из-за наличия капилляров и подкожных отложений. Почти все осадочные породы, образующие нефтяные и газовые залежи (например, песок, песчаник, известняк и доломит), в той или иной степени пористы.
В зависимости от характера пористости и подвижности проницаемость одного и того же метода может быть различной. Поэтому в концепцию проницаемости нефтеносных материалов введены безусловная, эффективная (или фазовая) и условная проницаемости.
Абсолютная проницаемость — это проницаемость пористой среды, наблюдаемая при движении одной фазы (газа или однородной жидкости). Коэффициент абсолютной проницаемости характеризует только физиологические свойства породы. При движении воды в пористой среде на величину проницаемости влияют физико-химические свойства воды. В результате газы в выявленных порах становятся проницаемыми (обычно азот).
Эффективная (освобожденная) проницаемость — это проницаемость породы для присутствия определенного газа или воды в порах многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от физических свойств породы, но и от насыщенности жидкостью или газом, обусловленной их физико-химическими свойствами.
Коэффициент нефтенасыщенности (коэффициент газонасыщенности) — это отношение количества нефти (газа) в месте ее обнаружения к общему размеру места ее обнаружения.
Относительная проницаемость — это отношение фактической проницаемости к средней абсолютной проницаемости.
Коэффициент водонасыщения пласта, содержащего нефть или газ, входит в переменное количество остаточной воды в открытом пространстве.
Эти условия связаны корректными зависимостями
Для нефтенасыщенных пластов — KN + KV = 1,
для газонасыщенных пластов — KG + KV = 1,
для газонасыщенных пластов с остаточной нефтью рядом с остаточной водой — KG + KN + KV = 1.
Изучение водонасыщенности очень важно, как и количественная оценка насыщенности и газонасыщенности. Необходимо определить качество водонасыщения. Порода-коллектор и остаточная водонасыщенность участка оказывают существенное влияние на процессы, перемещающие углеводороды из пространства при формировании осадка.
В зависимости от критериев коллектора, качества породы-коллектора, высокого индекса, данных просачивания и других характеристик, величина начальной нефтегазонасыщенности в пласте составляет 97-50% от соответствующей начальной 3-50% от соответствующей начальной водонасыщенности.