Учение о нефти

Пористость нефтеносных пород Новогрозненского нефтяного месторождения

1.	Светло-желтовато-серый кварцево-глинистый	31,1
2.	песок, скв. 22/14, пласт XI, глубина 630,5 м	27.51—28,02
	Темно-серый, пропитанный нефтью рыхлый сред­
	незернистый песчаник, скв. 17/14, пласт XI,
3.	глубина 609,0 м	22,66—23,00
	Светло-серый кварцевый среднезернистый слои­
	стый песчаник, скв. 24/17, пласт XIII, глуби­
	на 625,2 м
4.	Светло-серый, очень крупнозернистый и нерав­	25,76-26,00
	нозернистый (отдельные зерна достигают 3 мм)
	рыхлый рассыпающийся песчаник, скв. 2/25,
	пласт XVI, глубина 925,6 м

5.Серый кварцевый среднезернистый рыхлый 21.5121,74 песчаник, скв. 7/8, пласт XVI, глубина 901,4 м

6. Темный желтовато-серый, пропитанный нефтью			20,97-21,77
	среднезернистый песчаник, скв. 11/16, .пласт XVI,
7.	глубина 986,5 м		21,36—23,85
	Светло-серый кварцевый среднезернистый рых­
	лый песчаник, скв. 2/5, пласт XVI—XVII, глу­
8.	бина 926,6 м		16,72-17,82
	Светло-серый кварцевый, с темными слюдистыми
	прослойками среднезернистый	твердый песча­
9.	ник, скв. 1/32, пласт XIX, глубина 1012,0 м		19,05—21,08
	Серый кварцевый среднезернистый рыхлый пес­
	чаник, скв. 1/32, пласт XIX,	глубина 1020,0 м

Из приведенных данных видно, что пористость главнейших нефтеносных горизонтов Новогрозненского месторождения (пласты X III и XVI) приблизительно такая же, как и пористость нефтя­ ных горизонтов важнейших Бакинских месторождений: Сураханского и Биби-Эйбатского.

Ввиду того, что в самое последнее время получил промышлен­ ное значение ниЖний отдел майкопской свиты в Черных горах (скважина возле сел. Стерч-Кертычка в Бенойском районе), не­

обходимо	привести данные о пористости песков, входящих
в состав	этого отдела (муцидакальский горизонт).

Пористость песков и песчаников нижнего отдела майкопской свиты (муцидакальский горизонт) в Черных горах

1.	Желтовато-серый	мелкозернистый песчаник	24,61; 22,51;
2.	р. Ачи-су		24,76
	Желтовато-серый мелкозернистый песчаник		22,14; 22,22;
3.	р. Ачи-су		21,53, 22,70
	Светло-серый мелкозернистый песчаник р. Ярык-		18,18; 17,43
4.	су		21,08; 20,87
	Светло-серый мелкозернистый песчаник
5.	р. Ярык-су		19,14; 19,28
	Светло-серый мелкозернистый песчаник
6.	р. Ярык-су		16,72; 18,66
	Светло-серый мелкозернистый песчаник
7.	р. Ярык-су	рыхлый песчаник р. Ко-	33,82; 32,33
	Мелкозернистый

дахчин (нижнемайкопские слои)

159

8.	Мелкозернистый		рыхлый	глинистый песча­		29,80; 30,69
9.	ник р. Кодахчин		(нижнемайкопские слои)			33,84; 32,33
	Мелкозернистый		рыхлый песчаник р. Фиягдон
10.	(нижнемайкопские слои)			песчаник	р. Фияг­	6,93;	4,35
	Крепкий	тонкозернистый
11.	дон (нижнемайкопские слои)				песчаник	4,35;	3,65
	Крепкий	сливной тонкозернистый
12.	р. Кодахчин (нижнемайкопские слои)					3,13;	3,83
	Крепкий	тонкозернистый		песчаник	р. Фияг­
13.	дон (нижнемайкопские слои)					3,13;	3,83
	Серый крепкий тонкозернистый песчаник р. Май-
	рамадаг (нижнемайкопские слои)					10,45
14. Серый крепкий тонкозернистый песчаник р. Ле­
	сы (нижнемайкопские слои)

Особо большие колебания пористости обнаруживаются в пес­ чаниках нижнего отдела майкопской свиты в западной части Чер­ ных гор по рекам Кодахчин и -Фиагдон, где пористость колеб­ лется в пределах от 35,67 до 3,13% и является более выдержанной в восточной части Черных гор по рекам Ярык-су и Ачи-су, где средняя пористость будет приблизительно 20% — показатель, весьма благоприятный для нефтяной породы.

Из предыдущего обзора видно, что рыхлые несцементирован­ ные среднезернистые пески имеют пористость около 30—35%, наличие небольшого количества примеси глинистого вещества или же известкового цемента понижает пористость до 20—25% и сильная цементировка может ее снизить почти до 3%.

Этими данными характеризуются пески и песчаники третич­ ного возраста главнейших нефтяных месторождений СССР.

В месторождениях других стран наблюдается нечто подобное. Исследователи нефтяных месторождений Соединенных Штатов дают для неуплотненных песков среднюю пористость от 30 до 35% г. Более высокая пористость наблюдается в слабо сцементирован­ ных песках Калифорнии, где она достигает 40%. Однако иссле­ дование многих образцов из продуктивных горизонтов нефтяных месторождений этого штата дает цифру пористости, равную 30% и несколько выше. Нефтяные пески Калифорнии подобны пес­ кам наших кавказских месторождений третичного возраста. По всей вероятности, пористость третичных песков во всем мире будет приблизительно одна и та же, т. е. колеблется в пределах от 25 до 30%. Примесь глинистого или известкового цемента по­ нижает эту пористость до 15—20%.

Мезозойские пески и песчаники являются более уплотненными, среди них рыхлые пески попадаются реже. За примерами обра­ тимся к нефтяным месторождениям Северной Америки.

Газовый песок Накаточ верхнемелового возраста из место­ рождения Мехиа-Гросбэк в центральном Техасе показывает сред­ нюю пористость 24,4%. Точно так же газовый песок Вудбайн из газоносного месторождения Шрэвепорт в штате Луизиана дает

1 Е . A . L illey . The geology of petroleum and natural gas. London, 1928, p. 170.

160

среднюю пористость около 22,7%. Второй песок Уолл-крик (главный нефтеносный горизонт месторождения Солт-крик) в штате Вайоминг показывает пористость в 25,8% [41].

Пористость палеозойских песчаников еще несколько ниже. Степень уплотнения и цементирования в них значительно выше, чем в более поздних образованиях, так что пористость выше 20% является довольно редкой. Вот некоторые данные о пористости важнейших нефтяных песков палеозойского возраста восточной нефтеносной области США (табл. 38).

Таблица 38 Пористость палеозойских песков восточной области США, по Д. Дэю 1

	Песок	Местность (штат)		Пористость
				(в %)
	Берэа	Огайо, месторождение Вудсфильд		11,2
	Биг-Инжэн	Девисвилль		13,1
	Кэбин-крик	Западная Вирджиния, Дауэс		19,3
	Газовый	Техас, месторождение Петролия		26,6
	Бартлсвилльские	Оклахома — ряд месторождений		16,6
	Брэдфордский	Пенсильвания	(Костэр-сиги)	17,4
	1 David Т. Day. Handbook	of the petroleum	industry, 1903, стр. 31—32.

Э. Блюмер для пенсильванских песков приводит среднюю величину пористости, равную 10% г.

Так как пористость песчаников определяется степенью их уплотнения и количеством проникшего в них цементирующего вещества, то вполне возможно допустить более низкую пористость палеозойских пор. Однако необходимо помнить, что плотность имеет причиной статическое и динамическое давления и у пород одного и того же возраста оно может быть разное. Точно так же

вполне возможна и большая разница	в количестве проникшего
в породу цементирующего вещества,	независимо от ее возраста.

У Э. Лиллэя мы находим, что между бурильщиками и прак- тиками-нефтяниками распространено довольно широко мнение, что отдача нефти песком пропорциональна размерам зерен. Это справедливо при всех прочих равных условиях. Но и мелкозер­ нистые пески часто являются богатой нефтяной породой. Так, 'Пак сообщает, что мелкозернистые пески являются значитель­ ным нефтяным горизонтом в районе Мидвэй в штате Калифорния и долине Сан Уокин и утверждает, что во многих образцах коли­ чество зерен, проходивших через сито в 200 отверстий, (меш), со­ ставляло от 50 до 80%. Подобный материал только немного больше, чем частицы пыли. Рыхлые пески крайне тонкого сложе­ ния довольно обычны и для третичных горизонтов. В Калифорнии, в Венесуэле, на о. Тринидад и у нас в Баку они давали хорошие

1 Э. Блюмер. Нефтяные месторождения. Основы геологии нефти, 1929, стр. 91.

11 И. М. Губкин

161

обильные притоки нефти, но и причиняли много беспокойства, так как они образуют в скважине пробки.

Для мелкозернистого песка проникновение цементирующих веществ более опасно, чем для грубозернистого. Его поры могут сделаться слишком малыми, чтобы обеспечить легкое продвиже­ ние жидкости, и субкапиллярными, и тогда всякое движение жид­ кости прекратится, и пески потеряют свою отдачу.

Из нефтеносных известняков наибольшей пористостью обла­ дают главным образом доломитизированные известняки. На­ пример, трещиноватый доломитизированный известняк из нефтя­ ного месторождения Спиндлтоп в штате Техас имеет среднюю пористость около 33%. Приблизительно такой же пористостью обладает и знаменитый трэнтонский известняк в штате Огайо, являющийся нефтеносным в тех местах, где он доломитизирован, тогда как в тех местах, которые не были захвачены процессом доломитизации, он продуктивных скоплений нефти не содержит. Сюда же должен быть причислен не менее знаменитый известняк Томасопо (Эль-Абра) из Мексиканских нефтяных месторождений, о котором уже упоминалось. И в нем, как и в трэнтонском из­ вестняке, наблюдается доломитизация и связанные с нею обиль­ ные нефтепроявления. Наряду с этим обогащению его порами спо­ собствовали его глубокое выветривание и разрушение. Некоторые авторы причину пористости в известняке Томасопо видят не в до­ ломитизации, а в растворяющей силе циркулирующих в нем мине­ рализованных термальных вод.

В тесной связи с пористостью пород находится их механичес­ кий состав. Можно сказать, что пористость той или иной осадоч­ ной породы является функцией ее механического состава. Нужно здесь отметить, что и вопрос о механическом составе нефтенос­ ных пород является недостаточно изученным. Между тем, при опре­ делении пористости (и в особенности при определении отдачи нефти породою) это имеет большое значение. На изображенных здесь диаграммах (фиг. 15—46) показан механический состав ряда песчаных образцов из скважин Бакинского и Грозненского нефте­ носных районов в сопоставлении с их пористостью.

Из этих диаграмм видна тесная связь пористос'Ги и механи­ ческого состава породы. Особенно рельефно это выделяется на диаграмме, механического анализа нефтеносных песков Ново­ грозненского района и Сабунчинской площади в Бакинском рай­ оне. Преобладающей здесь фракцией является фракция с диамет­ ром песчинок 0,05—0,25 мм\ количество ее колеблется от 67,5 до 72,7% в Сабунчах и от 68,15 до 93,68% — в Новогрозненском районе. Примесь к этой основной фракции более крупных или более мелких зерен сказывается уже на коэффициенте пористости, который колеблется:, как видно из диаграммы, в пределах от 17 до 27,76% для Новогрозненского района и от 32 до 50,9% для Сабунчинского. Преобладающее значение фракции 0,25—0,05 мм служит причиной некоторой однородности породы, повышающей

162

//exaaavecxau

состав

//exaaavecaaa

состав

<0, 0!

/2,05

<0, 0!

!,:в!

0,0!-0,05

//,22

0,0/-0,05

Следы

0,05-0,25

2,5,56

0,05-0,25

05,0/

0,25-0,50

0,07

0,25-0,50

//,28

>0,50

//ет

>0,50

//ет

0О/7ОС/7?ОС/ЛЬ

20,50

/7орастость

Л 22,00

0

20

20

50

00

/00

0

20

20 00

80

/00

Фиг.

15.

Старогрозненские про-

Фиг. 16.

Старогрозненские про­

мыслы,

скв. 2/232,

II водяной пласт

мыслЫ, скв. 1/113, II нефтяной пласт

//exaauvecK ca

сос/пав

//exaaavecxau

состав

28,7!

<

, /

< 0,0/

/2 ,/7

00

/8,22

0,0!-0,05

0,0!-0,00

7,08

0,05-0,25

52,07

0,05-0,25

28,55

0,25-0,50

0,!0

0,25-0,50

82,82

>0,50

//ет

>0,50

0 ет

/7орастостб

/7орастостд

Т Т Г Н

Ч

-|

'257,00

20

20

50

80

/00

0

20

20

00

80

/00

Фиг.	17. Старогрозненские про­
мыслы, скв. 4/13, XIV нефтяной
пласт	'

Фиг. 18. Старогрозненские про­ мыслы, скв. 1/238, XI нефтяной пласт

//exaaavecxoa состав

//exaaavecxaa

состав

<0,0/

5,/2

< 0, 0/

/0,27

0,0/-0,05

2,72

0,07-0,05

5,58

0,05-0,25

05,!/

0,05-0,25

08,/5

■ 0,25-0,50

7,05

0,25-0,50

/5,00

>0,50

//ет

>0,50

2,/0

/7орастоста

//орастостб

Л 25,05

] 2 /5 5

0

20

20

00

80

/00

0

20

20

60

00

/00

Фиг.

19.

Новогрозненские

про­

Фиг.

20.

Новогрозненские

про­

мыслы, скв. 20/7, XI пласт, глубина

мыслы, скв.

5/26,

X III пласт,

глу­

641,1

м

бина

758,1

м

ее пористость, примесь же мелких компонентов эту пористость несколько понижает, чтб видно хотя бы из сравнения образца нефтяного песка из скв. 22 с нефтцным песком надкирмакинской песчаной свиты из скв. 204 Сабунчинского района. Правда, функ­ циональная зависимость пористости от -механического состава

11* 463

Механический састад

<007Н	|	| | ]	]	0,05
о о с -Л з Ш	Т Т Т Г			74,04
0,03-0,гзШ Ш ^ Ш				58.54
О74-О30 I I		I 1 1		7.54
>очоШ Ш				70,23
/7opuc/uaca7s
■	И	Ш	Г Ш	^

О20 40 00 80 /00

Фпг. 21. Новогрозненскпе про­ мыслы, скв. 2/25, XVI пласт, глу­ бина 913,5 м

Механический састаЗ

«0,0/■	1	'	!	О,/О
0,0/033			_	/2,70
0,00-0,23				80,72
0,230,30	1 !	1 | Ч	1 .	0,00
>0,30|				Нет

jOffpi/cmacni

Z U О/, 30 О 20 40 00 80 /00

Фпг. 23. Сунженский хребет. Серноводск, скв. 500, IX пласт, Крестовая балка

Механический састаЗ

</737ЩI I		|	I	I I I	7,32
0,07-0,0511 1		1 1		1 1 1	0,30
0,05-0,25■ ■ ■		■	■	■ ■	83,77
025-0501	1 1	1		1 1 II	2,58
>050 i	II	И			Нет

/7ористаст&

■ l-L 1 1 1 1Т П / 77.7

О20 40 00 80 /00

Фпг. 22. Новогрозненскпе про­ мыслы, скв. 1/32, XIX пласт, глу­ бина 1012 .ч

М еханический састаЗ

<0071	I	1		м м	/,зо
ОО7-0о5\	1	1	1	f i t	0,74
0,05-8,25		■			23,30
0,23-0,з о Щ					74,57
>0301	1 1				Нет

7/аристастб

1 I 12000

О20 40 ОО 80 /ОО

Фиг. 24. Сунженский хребет. Серноводск, скв. 201, XVI пласт, Горя­ чая балка

	Механический састаЗ	Механический састаЗ
	<0,0/	< 0,0/	0,02
	о,о/-о,05	0,07-0,03	0,28
	003-023	0,03-0,23	32,08
	0230,30	0,23-0,30	40,72
	>0,30	>0,30	Н ет
	Наристасть		Пористость
		■	П Т Г П I ! IZ4,зо
	Л20,00
	О 20 40 ОО 80 700	О 20 40 ОО 80 /ОО
	Фиг. 25. Терскпй хребет. Горя-	Фпг. 26. Терскпй хребет. Горяче-
	чеводск, скв. 328	водск, скв.	324

породы часто затушевывается наличием в песчаных пластах цемен­ тирующего материала. По-видимому, только этим и можно объ­ яснить значительную разницу в пористости новогрозненских и сабунчпнскпх песков. Несмотря на более благоприятный в смысле однородности механический состав новогрозненских песчаных

164

/ / C X O H O V C C X O U				состой
<00/^Ш\			-		/5,7
0,0/-0,05 И				1	0,6
0, 00-420 Ш Щ Ш Ш					/2,7
025-050 1					2 ,0
' >0S0\	1 1	1 !	1 1		//cm
	Горист ост ь				242,/
0	20	40	60	60	/00

Фиг. 27. Сабунчинский район. Солбаз, скв. 62, III горизонт, глубина 296,1 м

/Усханииеский состой

< 0 0 / ш щ		1 1 1 1			2 7 /
0,07-0,05 И	i				0,5
0,05-0,25					60,5
025 -050 1	I I	I I	I I		0 J
г / г А \ И M i -					0 ет
	Гористость				J 40,4
	ШШШкX
0	20	40	60	80	/00

Фиг. 29. Сабунчинский район. Солбаз, скв. 45, IVa горизонт, глубина 317,1 м

/Уехонииеский состой

<00/^^^^Ж					44,53
007-0 0 5^ ^ ^ 1 1					58,75
005-0,25 ■	■ .				/708
075-050\					0,2/
> 0 50	12 -				7/ет
	/7оростостй
	■	M i l l			225,47
0	20	40	60	80	/00

Фиг. 31. Биби-Эйбатскнй район, III промысел, скв. 67/7, глубина 545,6 м

//CXOHOVCCATOO состой

<00/Щ	1 1 1.1		1	43
0,07-0,05 ■				5,8
0 0 5 -0 7 0 ■	■	■ ■ ■	■	67,5
0 7 5 -0 40 ■			|	/8,9
* 0 5 0 \ \		1 III		//cm

Гористость

I43,6

0 20 40 60 80 /00

Фиг. 28. Сабунчппский район, Солбаз, скв. 100, IV горизонт, глубина 304,5 м

А/ехаииоеский	состой
< 0, 0/	2,8
0,0/-0,68	0,2
0,08-0,25	60,2
0,25-0,50	/5,4
>0,50

/7оростостб

■ n n u ^

0 20 ‘40 60 80 /00

Фиг. 30. Сабунчинский райоп. IV промысел, скв. 204/42, горизонт несчаной надкирмакинской свиты

A/exavuvecxuu состой

<0,0/ШШ				87,58
0 0 7 -0 0 5 ■				8,76
0,05-0,25■				/0,46
0,25-0,50				А7'ет
>0,50L				//cm
Гористость
■ М М М			ТТЛ /500
20	40	60	80	/00

Фиг. 32. Биби-Эйбатскнй район, III промысел, скв. 95/10, глубина 958,5 м

пород по сравнению с сабунчиискими, они все же имеют, как видно из диаграмм, значительно меньшую скорость, чем сабунчинские. Это объясняется тем, что сабунчинская порода — рыхлые пески, а новогрозненская — песчаники, т. е. порода, подвергшаяся цементации.

165

//exaz/i/vecxi/// сас/паЗ

< 0, 0/щшш	08,20
0, 0/ - 0,03 и и г г	/8,00
0, 00-0,20 ш вш	00,00
/778-/70/71 У	2,02
> 0 0 0 \ 1 1 1	/,0 0

/0apZ/C/770C/77i

Л 27/2 0 20 20 80 00 /00

Фиг. 33. Биби-Эйбатский район. IV промысел, скв. 37/20, глубина 569,1 м

	/fexaHi/vecxii'8			сос/лаЗ
00/-0/7S		г	Г		0/,22
					02,02
0,00-0,20 IH-					0,20
07.8-05/7	1 '				0у/е3б/
>0 5 0 1					/Уе/77
	0/701/С//7/7С/Л6
	Ш 1 1		1 1 1 1 1 1
0	20	20	00	80	/00

Фиг. 35. Биби-Эйбатский район, VII промысел, скв. 126/57, глубина 1093,7 м

A/exaf/i/vecKt/й		састаЗ
< 0 0 /I f I	I I ! I	I	2,82
0, 0/-0,001 1 !	и	1	8,22
000-020			80,02
025-000 Г Г Т Т 7 Т Т Г			2,87
*0 8 0 \ 1 М М М .			/2 0

/7лр1/с/7?ас/лб

0 20 20 00 80 /00

Фиг. 37. Биби-Эйбатский район, Бухта, скв. 125, глубина 560,7 м

S/exaHi/vecxi/i/ састаЗ
<0,0/						00,02
00/-0,00						28,/6
000-020						/ 0, 0/
0,20-0,00						02/
>000						//em
	/7арг/с/п0стб
						] 27,02
0	20	20	00	80	/00
Фиг. 34. Биби-Эйбатский						район,
I промысел, скв. 118/36, глубина
406,5 м
//exane/vecKuii сос/008
<0,0/^^Як				1_|		0020
ЛЛГ-/7/75		1				07,00
005-025						2,70
025-050		1				020
>0,50		Г -				7/е/п
	00/7Хст/7ст/>			и
	■ ш п					/8,09
0	20	20	00	80		/00

Фиг. 36. Биби-Эйбатский район, VII промысел, скв. 126/57, глу­ бина 1144,5 м

		Т/еханмеский	слстаЗ
г:/7Л /Щ Ш Я			00,00
007	-005	И 1 1 1	//,0 0
0,05	-0,25	Р В Н Р Н 1	0 2 ,/0
075 -000 1 | | М			0 9 0
J > 0 5 0		1 М М ,	//ЛЛ7

/2лриСЛ7/7/ГЛ76

0 20 20 00 80 /00

Фиг. 38. Биби-Эйбатский район, VII промысел, скв. 80/32, глубина 265 м

Познакомившись с пористостью и некоторыми примерами пористых пород, а также с некоторыми данными об их механи­ ческом составе, следует остановиться на другом весьма важном свойстве горных пород — на их так называемой непроницаемости или проницаемости.

166

//еханмесхий соста0									А/еххнмесхий саста0
< 0 0 /Щ							/5,88						1 Т П	8 8 ,8 8
0,07-0,05■ M i l l						■	/0,00	0 ,0 /-0 ,0 5 ^ ^ ^ Ж						8 8 ,2 8
0,05-0,20■	■	■	■	■	I		08,72	/7/7S-/7 7 9	W ^ M		I			2 8 ,8 0
0,25-0,001	I	I	I	1		I	0,80	0 2 0 -0 0 0		\				0ЛС06/
>080\	1	1	1 1		1	1	Следб/	> 0 8 0	1 1 1 1					7/е/п
	/7ор хстаст						] 28,27			/7api/cfnff'cm6
0	20		20		00									20,00
							00 /00	0		20	40	00	80	/00

Фиг. 39. Сураханский район, V про­ мысел, скв. 75/62, III—IV горизонт, глубина 706 л(

Фиг. 40. Сураханский район, V про­ мысел, скв. 75194, IVb горизонт, глубина 815,5 м

/fexxxuvccxi/x					cffcmaS
0 ,0 /- 0 ,0 8 ^ Ш \\					\	82,78
						2 /0 /
0,08-0,28 ■	■	■	■			45,80
0 2 8 -0 0 0 1	I	I	I I			0,40
> 0 0 0 \	1 1 1 1					7/е/п
	/7о/71/С/770С/ЛЬ
■ "ГГ M i l l					Г П 4 Ю
0	20		40	00	80	/00

Фиг. 41. Сураханский район, VI про­ мысел, скв. 76119, сураханская свита, глубина 692 м

Tfexxxi/vecxi/,8 с0сп?а8

< 00/1					0000
00/-0001					0,20
000-0201					22,20
020>0001-0001ЙШ/,007,00
	77opi/C/770C/77b
	т т т т т				J 20,08
0	20	40	80	80	/00

Фиг. 43. Бинагадинский район, скв. 92038, балаханская свита, глу­ бина 89,6 м

/fexaxuvecxxu				cocmaff
<0,0/ ■	|	| | | |			0 7 7
0,0/-0,08\				.	/0,04
0,08-0,28					7000
0,28-050					/,00
>050 Г 1 1 1 1 1 1					Т/ет
	/7/7риС/7/ОС/Л6
		I l	l '	l l	20,42
0	20	40	60	80	/00

Фиг. 42. Сураханский район, V про­ мысел, скв. 75187, горизонт «с», глубина 374,5 м

T/exaxi/vecxau состад

00					20,04
< /
000000					/000
0, 00-0,20					07,80
0, 20-000					2/,08
> 0,00					0ме8й/
	Т/ористясть
					] 24,82
0	20	40	00	80	/00

Фиг. 44. Бинагадинский район, скв. 94052, свита перерыва, глу­ бина 346 м

Строго говоря, все твердые тела при наличии известных усло­ вий являются проницаемыми. Выше мы видели, что в тех породах, которые имеют капиллярные или субкапиллярные поры, движе­ ние жидкости при обыкновенных условиях совершается или с величайшей медленностью, или же совсем прекращается. Такие

167

породы могут обладать даже очень большой величиной объема пор, однако, если поры эти в отдельности чрезвычайно малых размеров, то породы становятся естественными барьерами для циркулирующей жидкости. Такие породы считаются не теорети­ чески, а практически непроницаемыми. В условиях обычного гидро­ статического и газового давления они являются очень трудно проницаемыми или даже непроницаемыми как для воды, так и для нефти и газа.

		/Vext/Hi/vec/ti/ti С0с/л00							/fexavuvecxuu состаЗ
< 0, 0/						02,08	<0,0.Г						7,/8
0,0/-0,00						02,00	0,0/-0,00						/0,00
0, 0 0 -0,20						04,40	0,00-0,20						02,08
0, 2 0 - 0 ,00						0,02	0,28-0,00						//,04
							>0,00						08,04
> 0,00■						0ле0й/
									/70/?0С070ст
		/70/7&Ш0Ш6
						] 02,44		0	20	40	00	80	/0 0 1
	0	20	40	00	00	/00
Фиг.	45.	Бипагадпнский район,					Фиг.	46.	Бинагадинский				~район,
скв.	91061,		среднекпрмашшская				скв. 94046, свита указана, глубина
свита,	глубина		254	м			1062,5	м

При наличии особых условий (чрезвычайно высокого давления, высокой температуры и продолжительного действия капиллярных сил) через эти породы, хотя и медленно, в течение геологических периодов нефть может проникать и перемещаться из одного пласта в другой. Представителями таких так называемых непроницае­ мых пород являются главным образом глины и глинистые сланцы. При известных условиях такую роль могут играть плотные из­ вестняки, зацементированные песчаники и плотные мергели.

В судьбе нефтяных месторождений непроницаемые породы сыг­
рали большую роль. Во многих случаях они явились трудно­
проницаемым покровом для	нижезалегающих скоплений нефти
и предохранили их, таким	образом, от истощения.

Породы, содержащие обыкновенные поры, или пустоты, а также различного рода каверны, трещины, полости и т. п., являются породами проницаемыми. В них жидкость, как указывалось выше, движется, подчиняясь гравитационному режиму, по законам гидростатики. Мы имеем большое количество доказательств этой проницаемости, встречаемых нами почти на каждом шагу. Источ­ ники и потоки грунтовых вод, поверхностные выходы нефти и газа, приток нефти к забою скважин и т. д. — все это обусловлено именно проницаемостью пород и возможностью свободного движения по ним жидкостей. При этом скорость движения жидкости через пористое тело, а следовательно, и через породу зависит прежде

168