Залежи нефти и газа

Залежи нефти и газа (oil and gas deposit [pool]) – естественные промышленные скопление нефти (газа) в пористых горных породах (коллекторах), окруженные непроницаемыми или водонасыщенными отложениями. Существуют нефтяные, газонефтяные и газовые залежи. При совместном залегании газа, нефти и воды все они обычно размещаются в соответствии с их плотностью: газ образует газовую шапку, а вода располагается в виде подошвенной или краевой воды. Залежи нефти и газа различают по условиям залегания, вмещающих нефть и газ пород, по литологической характеристике коллекторов, по физическим и химическим свойствам углеводородов, по режиму работы пласта и др.

Водаконтурная (edge water) – вода, находящаяся за водонефтяным контуром.

Залежь битумов (bituminous pool) – локальное единичное скопление битумов, контролируемое поровым или трещинным пространством пород, а также образованное на поверхности при излиянии нефти.

Залежьгазовая (gas pool) - залежь, в которой углеводороды находятся только в газовой фазе и при изотермическом давлении, а в пласте фазовое их состояние не меняется (ЛК. Карпов, В.Н. Разбей, 1978). Однофазная залежь, состоящая в основном из метана, с содержанием пентана и более тяжелых (C_5+высщ) углеводородов не более 0, 2 % объема залежи (В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, Э.Л. Рожков и др., 19б6). Последним определением отмечается, что к рассматриваемому термину относятся залежи с содержанием тяжелых углеводородов не более 0, 2 % объема залежи; залежи с содержанием тяжелых углеводородов от 0, 2 до 0, 6 % их объема авторы определения выделяют как газоконденсатногазовые.

Залежь газовая с нефтяной оторочкой (gas deposit with oil margin) – см. нефтегазовая залежь.

Залежьгазогидратная (gas-hydrate pool) – залежь, в которой природный газ в земной коре при соответствующих давлении и температуре соединился с поровой водой и перешел в твердое гидратное состояние (Ф.А. Требин, Ю.Ф. Махагон, K.С. Басниев, 1976).

Залежь газоконденсатная (gas-condesate pool) – залежь, в которой углеводороды находятся в газообразном состоянии, но при изотермическом снижении давления из газа выделяется жидкая углеводородная фаза, представляющая собой тяжёлую фракцию; после достижения давления максимальной конденсации и при его последующем снижении происходит обратный процесс (А.К.Карпов и др.).

Залежьгазоконденсатногазовая (gas-condensate-gas pool) — газовая залежь с содержанием C_5+высш., в пределах 0, 2-0, 6 % объема залежи, что, примерно, соответствует содержанию конденсата до 30 см³/м³ (В.Т. Васильев, Н.C. Ерофеев. Э.Л. Рожков и др., 1966). Большинство других авторов включают эти залежи в число газовых.

Залежь газоконденсатнонефтяная (gas-condensate-oil pool) – газонефтяная залежь, газовая часть которой содержит в газообразном состоянии значительное количество углеводородов С_5+высш. (В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, Э.Л. Рожков и др., 1966).

Залежьгазонефтяная (gas-oil pool) – двухфазная залежь, содержащая нефть и газ, в которой запасы нефти преобладают над запасами газа (В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, Э.Л. Рожков и др., 1966; Ф.А. Гришин, 1975). Или: залежь, в которой свободный газ занимает всю повышенную часть структуры и непосредственно контактирует с нефтью, причем объем нефтяной залежи значительно меньше объема газовой шапки. Или: двухфазная залежь, состоящая из крупной нефтяной слабогазонасыщенной части и меньшей газовой (газовой шапки) (К. Бека, И.В. Высоцкий. 1976; И.В. Высоцкий, 1979).

Залежь замкнутая (closed boundary) – отсутствие притока из законтурной области; отсутствие притока на контуре питания.

Залежьконденсатная (condensate pool)однофазная газовая залежь с содержанием C_5+высш. более 4 % объема залежи, что, примерно, соответствует содержанию конденсата более 250 см³/м³ (В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, Э.Л.Рожков и др., 1979). Большинство других авторов включает эти залежи в число газоконденсатных, иногда называя жирными газоконденсатными залежами.

Залежьмассивная (massive deposit) - залежь углеводородов в ловушке, образованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород, чаще карбонатных. В кровле такая залежь ограничивается непроницаемыми породами, а в нижней части - водой, заполняющей большую часть природного резервуара. При этом водонефтяной или газоводяной контакт сечёт массив по всей площади залежи, независимо от характера напластования пород (И.O. Брод 1943; И.В. Высоцкий, 1979 и др.).

Залежь насыщенная (saturated pool) – нефтяная залежь с шапкой свободного газа; при этом нефть растворила в себе весь газ, который она может удерживать при данных пластовых температуре и давлении.

Залежьнефтегазовая (oil-gas deposit) – двухфазная залежь, состоящая из газовой части (газовая шапка), превышающей по объему подстилающую нефтяную часть системы (К. Бека, И.В. Высоцкий, 1976; И, В. Высоцкий, 1979). Некоторые авторы к числу нефтегазовых залежей относят залежи, в которых запасы нефти преобладают над запасами газа.

Залежьнефтегазоконденсатная (oil-gas-condensate deposit) – нефтегазовая залежь, газовая часть которой содержит в газообразном значительное количество углеводородов С_5+высш. (В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, Э.Л. Рожков и др., 1966).

Залежьнефтяная (oil pool) – залежь, содержащая только нефть (с некоторым количеством растворенного газа). Или: однофазная залежь нефти с различным содержанием растворенного газа: обычно менее 200 - 250 м³/т (В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, ЭЛ. Рожков и др., 1966).

Залежь нефти и газа (oil end gas pool) – ограниченное со всех сторон скопление нефти и газа в природном резервуаре (И.О. Брод, 1951). Или: всякое элементарное единичное скопление нефти и газа (И.О. Брод, Н.А. Еременко, 1957).

Залежьпластовая (sheet deposi, t blanket deposit, sill) – залежь нефти в резервуаре пластового типа, т.е. ограниченном в кровле и подошве практически непроницаемыми породами, которая подпирается водой, заполняющей большую часть объема резервуара (И.О. Брод, Н.А. Еременко, 1957). Или: залежь, приуроченная к какому-нибудь пласту, ограниченному сверху и снизу непроницаемыми пластами.

Зона залежи, газоводная (gas-water zone of deposit) – см. газоводяная часть залежи.

Контур газоносности (gas pool out line) - замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. За контуром газоносности вниз по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение контура газоносности в плане определяется проекцией линии пересечения газонефтяного или газо-водяного контакта с кровлей (внешний контур газоносности) или подошвой (внутренний контур газоносности) газосодержащего пласта.

Контур нефтеносности (oil pool outline, oil-water boundary) - замкнутая граница распространения залежи нефти. За контуром нефтеносности вниз по падению пласта залегает вода. Положение контура нефтеносности в плане определяется проекцией линии пересечения водонефтяного контакта с кровлей (внешний контур нефтеносности) или подошвой (внутренний контур нефтеносности) нефтесодержащего пласта. Часть залежи нефти в пределах внутреннего К. н. называется зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Часть залежи между внутренним и внешним контуром нефтеносности подстилается подошвенной водой.Или: проекция на горизонтальную плоскость линии пересечения ВНК с кровлей (внешний контур) или подошвой (внутренний контур) продуктивного пласта. Водоплавающая залежь имеет только внешний контур нефтеносности.

Контур питания залежи (external boundary of reservoir) – в гидродинамике так называется линия, на которой в период разработки пласта давление остается либо постоянным, либо изменяется по определенному закону в зависимости от темпа отбора жидкости из пласта.

Режимы работы нефтяных залежей (oil reservoir drive, production conditions of well) – характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Различают: водонапорный (water pressure regime, water drive), упругий и упруговодонапорный (active water drive), газонапорный, или режим газовой шапки (gas-cap drive), режим растворённого газа (solution [dissolved, internal] gas drive), гравитационный (gravity drive), смешанный (combination drive).

Резервуар, нефтеносный или газоносный пласт, залежь нефти и газа, пласт-коллектор (reservoir) – пласт, характеризующийся пористостью и хорошей проницаемостью; как правило: песчаник или карбонат.

Силы пластаупругие (elastic power of formation) - силы упругости породы и насыщающих ее жидкостей, особенно значительные при больших размерах пластовых водонапорных систем и при высоких пластовых давлениях, которые проявляются в виде дополнительной энергии (уменьшение пустотного пространства и увеличение объема жидкостей), перемещающей углеводороды в пласте, а также в постепенном, а не мгновенном перераспределении давления в пласте после всякого изменения темпов отбора жидкости из скважин (В.Н. Щелкачев, 1948; 8; М.И. Максимов, 1975), см. также упруговодонапорный режим и замкнутый упруговодонапорный режим.

Часть залежигазонефтеводяная (gas-oil-water part of pool) – нефтяная часть нефтегазовой (газонефтяной) залежи в зоне совпадения в плане водонефтяного и нефтегазового контактов, в пределах которой нефть подстилается водой и перекрывается газом.

Шапкагазовая (gas cap) – газовая часть газонефтяной залежи. Или: скопление свободного газа наиболее приподнятой части необнаженного нефтяного пласта. Газовая шапка – это газовая часть единой нефтегазовой залежи.

2.2.4. Общие свойства пласта (producing reservoir)

Глинистость горных пород (clayiness) – одна из важнейших характеристик горных пород, влияющих на их коллекторские свойства

Горизонт (horizont, stratum) - значительный по толщине пласт-коллектор или группа гидродинамически связанных пластов-коллекторов.

Горизонтпродуктивный (пласт, прослой) (production layer) - горизонт полностью или в значительной мере представленный породой-коллектором (песчаником, известняком, и т.п.) с промышленным нефтегазонасыщением.

Кавернозный (cavernous, vesicular, vuggy) – имеющий каверны (пласт, горный массив).

Карбонатность пород (rock carbonate content) - наличие в обломочных породах-коллекторах больших или меньших количеств карбонатов натрия, калия, кальция, магния, железа и др., (Ф.И. Котяхов, 1956; А.А. Ханин, 1969). Наличие карбонатности предопределяет целесообразность применения кислотной обработки прискважинной зоны пласта в целях увеличения ее проницаемости. Или: общее содержание карбонатов в обломочных и глинисто-мергельных породах, устанавливаемое или объёмным методом (по выделению СО₂), или по нерастворимому остатку, или путём пересчета данных количественного определения кальция и магния из солянокислой вытяжки.

Коллекторы кавернозного типа (cavernous-type reservoirs) – коллекторы, обычно карбонатные, пустотное пространство которых образуют каверны, соединенные узкими каналами или изолированные друг от друга, с коэффициентом открытой пустотности, изменяющимся в широких пределах, - от тысячных долей единицы до 0, 2 и более. Коллекторы, пространство которых образуют каверны – вторичные образования, возникшие от растворения или перекристаллизации вещества горной породы (А.И. Кринари, 1959, А.А Ханин, 1976 и др.).

Коллекторыкарбонатные (carbonate reservoirs) коллекторы, представленные карбонатными породами. К ним относят разновидности известняков, доломитов и промежуточных образований с большим разнообразием пустот и их сочетаний, обладающих способностью к значительному улучшению фильтрационных и емкостным свойств.

Коллекторы смешанных типов (varying-type resorvoirs) – коллекторы, пустотные пространства которых образованы одновременно двумя или тремя видами пустот и среди которых в геолого-промысловой практике выделяют (по Е.М. Смехову и М.И. Максимову) типы: трещино-нормальный, трещинно-кавернозный, трещино-нормально-кавернозный.

Коллекторыпоровые (pore reservoirs) - коллекторы (песок, песчаник, алевролит, переотложенная карбонатная порода), пустотное пространство которой образовано межгранулярными (межзерновыми) первичными порами, обычно обладающими проницаемостью при пористости более 9 - 10 % и относительной изотропностью фильтрации по поровым каналам.

Коллекторытрещинно-кавернозные (fractured-cavernous reservoirs) – коллекторы, в которых наряду с кавернозностью и микротрещиноватостью, свойственными коллекторам кавернозного типа, существенную роль играют макротрещины в доломитах кавернозных, плотных, мелко- и тонкозернистых, а также в известняках и мергелях, в разной степени доломитизированных, плотных (М.И. Максимов, 1975).

Коллекторытерригенные (terrigenous (terrigene) reservoirs) – коллекторы, представленные терригенными породами - песками, песчаниками, алевролитами различного минерального состава, с разной степенью глинистости, разным составом и характером цементирующих веществ, обычно нормального или трещинно-нормального типа.

Коллекторы трещинного типа (fracture-type reservoirs) – коллекторы карбонатные и терригенные, пустотное пространство которых образованно трещинами, характеризующимися наиболее часто ёмкостно-фильтрационными показателями в пределах: раскрытость трещин от десятков микрометров до миллиметров, густота трещин 10-100, коэффициент трещиноватости 0, 0006-0, 02, проницаемость 0, 01-0, 05 мкм² и более.

Коэффициент кавернозности (cavernosity ratio) – отношение суммарного объема каверн к соответствующему видимому объему горной породы. Различают коэффициенты полной и открытой кавернозности.

Коэффициент карбонатности пород (rock carbonate content index) - отношение суммарной массы карбонатных минералов к общей массе породы (ВНИИ, 1973).

Коэффициент нефтенасыщенности или газонасыщенности (oil or gas saturation factor) – отношение объема нефти (газа), содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного (газоносного) пласта в пластовых условиях; М.А. Жданов, 1962; Ф.И. Котяхов И.Х. Абрикосов, И.С. Гутман, 1970). Или: отношение объема пор (пустот), занятых нефтью (газом) в исследуемом образце породы, к суммарному объему открытых пор (пустот) исследуемого образца породы (Ф.А. Гришин, 1975). Или: отношение объема нефти (газа), содержавшейся в породе в пластовых условиях, к общему объему сообщающихся пустот (ВНИИ, 1973).

Коэффициент открытой пустотности (open cavitation index) – отношение объема пустот, слагающих открытую пустотность. коллектора, к соответствующему видимому объему коллектора (Ф.И. Котяхов, 1956; M.A. Жданов, 1970; Ш.К. Гиматудинов, 1971; М.И. Максимов, 1975). Или: отношение объема взаимосвязанных пор (пустот), в которые возможно проникновение нейтрального, наименее вязкого флюида (азота, керосина), к общему объему породы (А.И. Кринари, 1959). Или: сумма коэффициентов открытой пористости, открытой кавернозности и трещиноватости.

Коэффициент относительной проницаемости нефтяного пласта (oil-bed relative permiability coefficient) - отношение коэффициента эффективной (или фазовой) проницаемости к коэффициенту абсолютной проницаемости (Ф.И. Котяхов, 1956; Л.И. Кринари, 1959; Ш.К. Гиматудинов, 1971; ВНИИ, 1973). К.о. п. зависит от физических свойств породы, физико-химических свойств жидкостей и газа, а также от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз.

Коэффициент песчаности (arenosity coefficient) для скважины - отношение эффективной толщины продуктивного эксплуатационного объекта к его общей толщине в стратиграфических границах. А для горизонта в целом — среднее арифметическое значение коэффициента песаности по всем имеющимся скважинам (В. А. Бадьянов, Ю.Е. Батурин, Е.П. Ефремов, 1977; Т.П. Миронов, B.C. Орлов, 1977; М.М. Иванова, И.П. Чоловский, И.С. Гутман, 1981). Или: отношение эффективной мощности продуктивного пласта или эксплуатационного объекта к его общей мощности(BHИИ, 1973; В.В. Воинов, Э.Л. Лейбин, Е.И. Семин).

Коэффициент пористости (porosity coefficient) – отношение объема межзерновых пор коллектора к соответствующему видимому объему породы, характеризующее пустотность коллектора порового типа.

Коэффициент проницаемости (permiability coefficient) - числовое выражение абсолютной, эффективной (или фазовой) проницаемости, обычно определяемое при линейном законе фильтрации (ВНИИ, 1973). Или: коэффициент пропорциональности в линейном законе фильтрации Дарси, за единицу которого принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м в перепаде давления 0, 1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа∙ с составляет 1 м³/с. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости заключается в том, что он характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация (Ш.К. Гиматудинов, 1971).

Коэффициент пьезопроводности пласта (formation pressure conductivity factor) - коэффициент, характеризующий темпы распределение пластового давления в условиях упругого режима, равный отношению коэффициента проницаемости пласта к произведению вязкости жидкости на коэффициент упругости (В.Н. Щелкачёв 1959). Или: коэффициент, характеризующий скорость распространения давления в упругой пористой среде. Синоним: коэффициент проводимости давления.

Коэффициент сжимаемости пористой срёды (pore formation compressibility) - коэффициент, численно характеризующий относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объеме пласта) уменьшение объема норового пространства при снижении пластового давления на 0, 1 МПа (В.Л. Щелкачёв, 1948).

Неоднородность пласта в нефтегазопромысловой геологии (stratum non-uniformity) – пространственная изменчивость его литолого-физических свойств.

Пластыбитуминозные (bituminous formations) – пласты, содержащие нефть вязкостью 100 – 1000 Па·с, имеющие, как правило, высокую абсолютную проницаемость. Приёмистость этих пластов низкая, даже нулевая.

Поры (pores) - наиболее распространенный, особенно в терригенных коллекторах, вид пустот - мелкие пустоты (субкапиллярные, капиллярные, сверхкапиллярные) сингенетического происхождения, заключенные между зёрнами и частицами породы, размерами до 2 мм. Или: пустоты, заключенные в промежутках между частицами отложившейся породы (А.А. Ханин, 1969). Или: пустоты в горной породе, возникшие одновременно с образованием самой породы (А.Н. Снарский, 1961; М.И. Максимов, 1975). Поры более 0, 5 мм в диаметре, в которых вода и другие жидкости, например, нефть, движутся, подчиняясь силе тяжести по закону гидростатики (И.М. Губкин, 1937).

Порыкапиллярные (capillary pores) – поры с размерами в пределах 0, 500 – 0, 0002 мм, в которых жидкость находится под действием молекулярных сил притяжения как между частицами жидкости, так и между последними и стенками пор, для перемещения по которым требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести (М.И. Максимов, 1975 и др.). Поры более 0, 5 мм в диаметре, в которых вода и другие жидкости, например, нефть, движутся, подчиняясь силе тяжести по закону гидростатики (И.М. Губкин, 1937).

Поры сверхкапиллярные (super capillary pores) – поры размером не более 500 мкм, движение жидкости и газа в которых происходит свободно (под действием гравитационных сил или напора вытесняющего агента).

Порысубкапиллярные (subcapillary pores) – поровые каналы размером менее 0, 0002 мм, в которых жидкость настолько сильно удерживается силой притяжения стенками каналов, что практически в природных условиях перемещаться в них не может (Ш.К. Гиматудинов, 1971). Или: поры диаметром менее 0, 0002 мм, в которых жидкости циркулировать не могут, так как силы сцепления и прилипания становятся столь значительными, что сила гидростатического давления победить их не в состоянии (И.М. Губкин, 1937).

2.2.5. Характеристика нефтяных и газовых пластов(oil and gas reservoir properties)

Аномально низкое пластовое давление, АНПД (abnormal low pressure) - давление флюидов, значительно ниже по величине нормального гидростатического давления в пласте для данной глубины.

Газопроницаемость (gas permiability) - свойство горных пород пропускать газ под действием, перепада давления.

Давлениегорное (formation pressure, rock pressure) – давление вышележащих пород. Точнее: (по В.М. Добрынину и В.А. Серебрякову) давление на пласт, являющееся следствием суммарного влияния геостатического (вес вышележащей толщи пород с учетом их плотности) и геотектонического (напряжения, возникающего в результате тектонических процессов) давлений (напряжений).

Давление пластовое, аномально высокое, АВПД (abnormal high pressure) – давление, превышающее гидростатическое давление, соответствующее данной глубине залегания продуктивного пласта.

Давлениепластовое (поровое) (роrе pressure, formation pressure) - давление, оказываемое пластовыми флюидами на стенки пор породы.

Давление пластовое, среднее по залежи (average [mean] reservoir pressure) – среднее значение приведенного (или истинного) динамического пластового давления в начальных границах залежи на определенную дату, подсчитанное по соответствующей карте изобар как средне взвешенное по площади или объему (во втором случае используется и карта эффективной нефтенасыщенной толщины). Или: давление, отнесенное к объему пласта, ограниченному кровлей, подошвой и поверхностью, отделяющей нефтенасыщенную часть пласта от водо- или газонасыщениой (определяемой путем взвешивания по объему) (В.Н. Васильевский, ЭА Лейбия, 1956). Керн (core, sample) – образец породы в виде столбика, выбуриваемый специальным инструментом для геологического изучения пластов, которые проходит скважина. Или: образец горной породы, извлекаемый при бурении скважины.

Напорпьезометрический (piezometric head) – напор Н, создаваемый столбом жидкости, поступившей в скважину из пласта, равный сумме пьезометрической h и геометрической z высот над условно принятой (нулевой) плоскостью: H = h+z. Термин пьезометрический напор иногда отождествляют с термином гидродинамический напор. Строго говоря, последний представляет сумму пьезометрического напора и скоростного напора, так как величина последнего в потоке подземных вод мала и ею обычно пренебрегают. Отсюда и возникает отождествление терминов и упрощение понятия (по С.Б. Вагину, 1981). Или: потенциальная энергия единицы массы воды, сосредоточенной в геометрической точке, находящейся на той или иной высоте5 над нулевой плоскостью сравнения, выражаемая в единицах длины (м) и всегда определяемая от плоскости сравнения до уровня воды в скважине (СГ, 1976).

Пласткавернозный (cavernous formation) – пласт, имеющий объёмные пустоты в результате растворения породы пласта пластовыми водами.

Породапокрывающая (top, cap rock, cover rock, capping) – пачки или толщи преимущественно глинистых пород, дифузионная, фильтрационная и трещинная проницаемость которых настолько низка в определенные отрезки геологического времени, что, частично пропуская через себя углеводороды, они задерживают значительную часть их в перекрываемом коллекторе (Г.Э. Прозорович, 1970). Или: порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и температуре препятствует началу фильтрации (Н.А. Еременко, И.М. Михайлов, 1972).

Пористостьобщая (absolute porosity) – отношение объёма сообщающихся и несообщающихся пустот в породе к общему объёму породы.

Проницаемостьабсолютная (absolute permeability) - свойство пропускать флюид, напр., газ, при условии 100% насыщения породы этим газом; определяется для условий, при которых породы содержат жидкость только одного вида.

Проницаемостьфазовая (phase permiability) – проницаемость породы для одной из фаз, движущейся в порах двухфазной или многофазной системы (Ф.И. Котяхов, 1956; А.И. Кринари, 1959; А.Н. Снарский, 1961; А.А. Ханин, 1969; ВНИИ, 1973). Ф.п. зависит от физических свойств породы, физико-химических свойств жидкостей и газа, а также от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз.

Пьезопроводность (piezoconductivity) – свойство пласта замедлять перераспределение давления в зависимости от степени упругости пластовой системы. Или: способность среды (породы) передавать давление.

Раскрытость трещин (fracture opening) - кратчайшее расстояние между стенками трещины (Е.С, Ромм, 1966; МА Жданов, 1970; К.Б. Аширов, 1971 и др.).

Свойства пород-коллекторов, физические (physical properties of reservoirs) – основные физические характеристики пород-коллекторов, учитываемые промысловой геологией, - плотность, пустотность, проницаемость, характер структуры пустотного пространства, нефтегазоводонасыщенность, поверхностные свойства, теплоёмкость, сжимаемость и др.

Сопротивление пласта, фильтрационное (formation filtration resisting strength) – величина, обратная гидропроводности, - отношение вязкости пластовой жидкости к произведению проницаемости на эффективную толщину пласта. Или: сопротивление движению флюидов в породе-коллекторе, являющееся величиной, обратной гидропроводности пласта (ВНИИ, 1973).

Толщина ( проф. мощность ) пласта (bed thickness) – кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта (горизонта, эксплуатационного объекта и т.п.).

Толщина (мощность) нефтенасыщенного коллектора, эффективная (net pay) – толща коллектора, которая не включает непродуктивные интервалы (непроницаемые пропластки и др.)

Трещина (fracture, fissure, crack) - один из видов пустот коллекторов - разрывы в горной породе (без перемещения блоков породы), характеризующиеся раскрытостью от десятков микрометров до миллиметров, преимущественно тектонического происхождения, субвертикальной ориентировкой относительно напластования пород, объединением в системы более или менее правильными геометрическими сетками (М.А, Жданов, 1970; В.Н. Майдебор, 1971; М.И. Максимов, 1975; 1978 и др.).

Трещиноватость (естественная) (native jointing) - свойственна практически всем горным породам: рассеченность их мелкими трещинами (с возрастанием их густоты в порядке: песчаники - алевролиты — аргиллиты — мергели — сланцы — соли — известняки — доломиты), которая может улучшать пути дренажа пород с низкими коллекторскими свойствами и придавать коллекторские свойства плотным породам. Или: совокупность трещин в горной породе (Е.М.Смехов, 1962). Или: общая рассеченность горных пород трещинами (К.Б. Аширов, 1976). Или: повсеместная рассеченность горных пород трещинами, развитая во всех литологических разностях осадочных пород (ГС, 1978).

Уровеньпьезометрический (piezometric level) – уровень, устанавливающийся в скважинах при вскрытии напорных вод и выражающийся в абсолютных или относительных (от устья) отметках или МПа. Синоним: напорный уровень.