8.5. Виды пустотности, их соотношение и роль в коллекторах различных литологических типов. Нефтегазоводонасыщенность.

Пористость пород-колл-ов хар-ет их емкостные св-ва и опред-ся объемом свободного от цементации прост-ва, представленного кавернами, порами и трещинами. Полная пористость опред-ся объемом всех пор, открытая - объемом сообщающихся пор. Коэфткрытой пористости в долях единицы опред-ся отношением суммарного объема открытых пор Vn к объему образца породы VО: m=(Vn/VО).

Пористость породы опред-ся ее структурно-текстурными особенностями и минеральным составом. Особенно большое влияние на пор-ть пород оказывают минеральный состав цемента и тип цементации.

Первичные поры образ-ся в процессе осадконакопления. К ним относятся:

1-межзерновые поры, к-ые расположены между зернами г.п. и формируют собой поровые каналы.

2-поры напластования-когда поры фиксируются м/у плоскостями напластования. При нарушении в осадконакоплении образ-ся пор-ое прост-во.

3-поры растворения орган. материала в раковинах и водорослях

4-поры оолитовые- располагаются между отдельными зернами известняков и доломитов (значение пор-ти и прониц-ти низкие, т.к. размеры пор малы).

Вторичные поры возникают после образования г.п. в результате метаморфизма, выщелачивания, перекристаллизации и др.:

1-трещиновидные поры обр-ся при, диогенетических процессах (значительные по объему пор-ые прост-ва)

2-карстовые поры (полости имеют большие размеры) в карб.породах, где обр-ся каверны.

Трещолл-ры в чистом виде встр-ся редко, но охватывают самые разл.плотные породы: карбонатные и другие хемогенные породы, плотные песчаники, метаморфизованные и изверженные породы.

Коэфрещиности: Ктрещ.=VТР./VОБР.

Изуч-е трещинной пористости:

 1) Наиболее распространено в шлифах под микроскопом. Трещинная пор-ть: mT=(bl)/F, где b - раскрытость трещин; l -длина всех трещин в шлифе; F- площадь шлифа.

2) по комплексу геофизики – на основе методов ПС, КС, радиокт. каротаж, по микрозондам, кавернометрии

3) с помощью фотокаротожа - в скв. в спецомпоновке спускается мощный источник света и фотографируются стенки скв. и так же как по шлифам высчитывается Ктрещ

По вел-не поровые каналы подразделяются на группы: 1) сверхкапиллярные - диаметром 2,0-0,508 мм; 2) капиллярные -0,508-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм. По крупным (сверхкапиллярным) порам движ-е Н. и Г. происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут.

Трещиновидные поры подразделяют на микротрещины раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью больше 0,1 мм.

Емкость коллекторов порового типа изменяется от 10 до 50 % от объема пород и наиболее часто составляет 16-25 %. Емкость коллекторов трещинного типа изменяется от 0,1 до 3 % от объема породы.

Нефтегазоводонасыщенность.

Поровое прост-во пород-коллекторов Н. и Г. м/р-ий заполнено УВ-ми частично, часть порового простр-ва занимает связанная вода.

Коэфефте -и газонасыщенности: kн=Vн/Vп, kг=Vг/Vп.

В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная коэф. водонасыщенности (kв), вычислить косвенным путем величину коэф-та нефтенасыщ-ти (газонасыщ.) по соотношению: kн=1- kв; kг=1- kв.

Способы опред-я остаточной водонасыщенности породы-коллектора:

1.Экстрагирование основано на определении потери массы исследованного образца

2.Способ центрифугирования, при к-ом экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, к-ую затем вытесняют с помощью центрифуги

3.Хлоридный метод, основанный на о том, что минерализация погребенной воды в данной Н или Г. залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4.Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давл-я с сохранением в образце породы остаточной воды.

5.Метод ртутной капиллярометрии, к-ый заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

6. С помощью метода низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы колл-ра зависит от кол-ва и минерализации насыщающей его воды.

 

5.4. Литолого-палеогеографические исследования при нефтегазопоисковых работах.

Литолого-палеогеографические исслед-я – это реконструкция древних обстановок осадконакопления. Для реконструкции обстановок испол-ся метод актуализма (совр.переносится на древние), и их восстанавливают по ГИС по фауне и растительным остаткам.

Различают седиментационные обстановки:

1) палеогеографический ряд континентальных отложений - аккумулятивные равнины. Основной элемент – русла рек, озера. Различают для гумидного и аридного климата. Для аридного – объектами поисковых работ являются пустыни, дюны, т.к. хорошая сортировка происходит материала ветром. Для гумидного (влажный климат) – области озерно-аллювиальные, речные, является благоприятным климатом для газообразования. Как правило, в них залежи литологические, много накапливается ОВ в болотах и озерах, к-ые потом продуцируют УВ. ОВ в континентальных условиях – гумусовое, которое благоприятно для газообразования

2) палеогеографических ряд переходных отложений – дельтовые платформы. Основной объект – отмели, пляжи и протоки рек. Хорошие кол-ры с небольшим содержанием ОВ.

3) палеогеографические ряд морских отложений – это море разных глубин:

Мелководные (100-200м., хорошо отсортированный материал, высокие коллв-ва, много ОВ, кислорода, идет полный прогрев воды, обладает наиболее благоприятными условиями для образования нефти и газа),

Относительно глубокое море (до 500м, действуют течения разного направления, формирование литологических ловушек),

Глубокое море (500-3км., оч. много кремнистого материала, тонкий материал, формирование покрышек, не перспективны для поиска залежей).

Здесь ОВ сапропелевого типа. Во всех этих областях происходит высокое преобразование ОВ в УВ. Самые благоприятные для н/г-образования зоны – мелкое море и переход мелкого моря в относительно глубокое море.

Существует накопление сапропеля и на континентальных областях, но это связано с единичными формами озер. Все это учитывает палеогеография для раздельного прогноза нефти и газа. Морские коллектора рассматриваются как коллектора с широким распространением, а континентальные – с узким распространением. Т.о. морские отложения более перспективные для поиска нефти, континентальные – для газа, также благоприятными являются палеогеографические обл-ти переходного ряда от континентальных к морским, там где широко развиты дельтовые платформы. Переходная зона всегда явл-ся. благоприятной с точки зрения н/г-образования и с точки зрения распространения коллекторов.

 


7.4 Способы опр-ния хар-ра насыщения коллекторов по комплексу ГИС

1.         ИК, ПС

В основе лежит завис-ть αпс=a*Кп+b

                                         δп=Wn*δв

В случае водонасыщоллектора: Кв=1; W=Кпвп – объемная влажность

δвп=Кпn*δв с увел-ем Кп увел-ся αпс и δвп

Для водонасыщоллектора характерно противофазное поведение ПС и ИК

Для продукасти: Кв<1, δнп<<δвп, Wn<<Кпn

Для продукасти характерно однофазное поведение ПС и ИК

2.         по ρпкрит, к-ое опр-ся по выборке испытанных пластов. Для этого составляем распределение для двух классов коллекторов, давших при испытании нефть или газ и чистую воду.

Н или Г

 

В

 
                      F

ρп, Ом*м

ρпкрит

Fчастота встречи объектов в заданном диапазоне.

Значение ρпкрит харак-ет границу м/у продуктивными и непродуктивными коллекторами.

Этот способ испол-ся только на стадии завершения разведки м-я.

3.     по сопоставлению ρп=f(αпс), построенному с учетом результатов испытаний. Испол-ся, когда м-е переходит из стадии разведки в стадию экспл-ции.

Кв*

 
                             ρп, Ом*м

Кв**

 
αпс

                                     αпсгран

Увел-ся αпсувел-ся Кпумен-ся сопротивление

4.     если изучаемый геолбъект представлен однотипными коллекторами, достаточно располагать усредненной завис-тью Рн=f(Кв), полученной по образцам изучаемого коллектора, и двумя кривыми относительной фазовой прониц-ти по нефти и воде для данного коллектора. Если известно Кв* и Кв**, то наносим на кривые относительной фазовой прониц-ти. Эти знач-я соотв-ют измен-ю хар-ра притока от чистой Н к смешанному притоку и от смешанного притока к чистой В.

                                     Кв*  Кв**

Кпронн                  Кпронв

  Кв*      Кв**