37 Коэффициент остаточной водонасыщенности, определяющие его факторы.
КВ= 
Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования. Образец, полностью насыщенной водой,помещают в цетрифугу, в которой под действием цетробежных сил вода выбасывается в градуированную ловушку. По мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в кот. силы ( капиллярные) слабее, а затем из всё более и более мелких.. Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазоносности, а также выяснить качественную роль водонасыщенности, содержание остаточной воды и её состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения УВ из пустотного объёма при разработке залежей.
38 Коллекторы гидрофильные и гидрофобные. Их геолого-промысловые особенности.
К гидрофобным коллекторам относятся породы, содержащие менее 10 % остаточной воды Кв <= 0,1, а к гидрофильным коллекторам Кв> 0,1. различие гидрофильных от гидрофобных коллекторов обусловлено тем, что в гидрофильных кол-х процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем в гидрофобных. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвуют в процессе движения, вследствии чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных сист разработки.
39 Эффективная и динамическая пористость коллекторов.
Эффективная пористость – объем поровой системы способной вместить нефть и газ за вычетом остаточной водонасыщенности Кп.эф=Кп.о(1-Кв);
Кп.эф = 
Динамическая пористость – объем пор, в которых возможно движение нефти и газа при их извлечении из пласта. При этом нефть и газ извлекаются не полностью
Кп.д = Кп.о(1-Кв-Ко.н).
40. Основные коллекторские свойства продуктивных пород их влияние на разработку нефтяных залежей.
Основные свойства пород коллекторов нефти и газа обуславливаются пористостью кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор, которая в большей степени зависит от гранулометрического состава пород, от степени сцементированности. Различают полную и открытую пористость. Полная - включает все поры горной породы, открытая только сообщающиеся между собой поры. Пористость выражается через коэфициент пористости Кполн.порист.= 
Коткр.пор= 
По величине поры н.г. коллекторов разделяются на 3 группы: сверхкапиллярные диаметр > 0,5 мм до 2 мм – жидкость активная свободно перемещается; капиллярные диаметр от 0,5 до 0,02 мм; субкапиллярные диаметр меньше 0,0002 мм. Открытая пористость колеблится от 12 до25%.
Под кавернозностью понимается сущесвование в горных породах вторичных пустот направленных или округлых, относящихся к типу каверн. Кавернозность свойственно карбонатным породам. Средняя пустотность 12-15 %. Коэффициент кавернозности Кк равен: Кк= 
Если порода целиком кавернозна, то Кк=( V обр - V мин )/ V обр где Vмин - объем минеральной части породы.
Если присутствуют и поры и каверны : Кк = 1- 
Кк = 1-ρобр/ ρмин.части Трещиноватость обуславливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами приурочены большей частью к карбонатным коллекторам и в некоторых случаях к терригенным. Качества трещиноватой гор. пор. как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Характеристикой трещиноватости служит густота трещин. Г=∆n/∆L, где ∆n – число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярно к направлению их простирания. Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна Кт=bl/F, где b раскрытость трещин в шлифе, а l суммарная протяженность всех трещин в шлифе, F площадь шлифа. По величине раскрытия трещин выделяют макротрещины (более 40-50мкм) и микротрещины до 40-50 мкм.