Главной составной частью природного резервуара является коллектор. Коллектор – это горная порода способная вмещать в себя флюид и отдавать, при существующих методах эксплуатации месторождений.

Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.

Выделяют следующие группы пород коллекторов по генезису:

Обломочные или терригенные,

Биогенные или органогенные и хемогенные,

Смешанные,

Нетрадиционные коллекторы.

Терригенные или обломочные коллекторы (межзерновые, гранулярные )- это породы, образовавшиеся в результате переноса и механического накопления продуктов дезинтеграции более древних пород. Поскольку обломочный материал чаще всего транспортируется с суши в результате процессов выветривания, их еще называют терригенными. Терригенные отложения состоят преимущественно из кварца, полевых шпатов, слюд, глинистых минералов и обломков пород.

По величине обломков различают породы:

Таблица 4.1

Основная масса обломочной породы состоит из частиц, значительно более мелких, чем средние по размеру зерна. Эти мелкие частицы заполняют пустоты между более крупными зернами. Какую-то часть пустот за­полняет цемент, состоящий из глинистого или карбонатного вещества. Обломки обычносвязаны цементом. Цемент может быть сингенетическим – первичным и эпигенетическим – вторичным. Обломки обычносвязаны цементом.

Хемогенные породы-коллекторы - это осадочные образования, состоящие из минерального вещества, выпавшего на месте его формирования и не подвергшегося переносу. К ним относятся известняки, мергели, доломиты, мел, кремнистые сланцы. Пустотное пространство хемогенных коллекторов образовано трещинами и кавернами выщелачивания.

Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

Нетрадиционные коллекторы , образовавшиеся при выходе газов из вулканической лавы (туфы). Газовое месторождение в туфах и лавах риолитов палеогена в Японии.

Коллекторы метаморфических и магматических пород образовавшиеся в результате выветривания, выщелачивания, тектонической дезинтеграции - вторичных изменений пород. Месторождение Белый Тигр во Вьетнаме - коллектор образовался в результате выщелачивания и дезинтеграции гранитогнейсов.

Характеристика коллекторов дается по их основным свойствам: пористости, проницаемости, структуре порового пространства. По технологическим характеристикам коллекторы должны обладать определенной емкостью и проницаемостью.

Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС ).

Емкость определяется пористостью – объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной- пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами – межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной- поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в про­центах.

Суммарный объем пустот в породе называется общей (теоретической, полной, абсолютной) пористостью.

Для характеристики общей пористости используется коэффициент общей пористости - отношение суммарного объёма взаимосвязанных и изолированных пор к общему объёму горной породы

К п = V пор / V обр

где, К п - коэффициент пористости,

V пор - суммарный объем пор,

Величина общей пористости еще недостаточное свидетельство коллекторских свойств породы. Поры и пустоты могут быть взаимосообщающимися и тупиковыми (изолированными).

Открытая пористость – это объем связанных, сообщающихся между собой пор. Коэффициент открытой пористости всегда меньше коэффициента общей пористости.

К о = V о / V обр

где, К о - коэффициент открытой пористости,

V пор - объем открытых, взаимосообщающиихся пор,

V обр – объем образца породы.

Эффективная пористость – это объем пор, из которых углеводороды могут быть извлечены при разработке, еще меньшая величина.

К э = V э / V обр

где, К э - коэффициент эффективной пористости,

V пор - объем пор, через которые возможно движение флюида

V обр – объем образца породы.

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Тип цемента (по М.С. Швецову)

Таблица 4.2.

Тип цемента	Взаимоотношение обломочных зерен и цемента
Базальный	Зерна не соприкасаются друг с другом, они как бы вкраплены в цемент. Цементация прочная
Поровый	Зерна соприкасаются друг с другом, все пространство между ними заполнено цементом. Прочность цементации различная
Порово-базальный	Часть зерен касается друг друга, часть не касается. Прочность цементации различная
Контактовый	Зерна соприкасаются друг с другом, и в местах их соприкосновения развит цемент. Цементация непрочная
Коррозионный (разъедания)	Цемент заполняет все пространство между зернами и частично внедряется в них вследствие растворения зерен. Очень прочная цементация.
Сгустковый (пятнистый)	Цемент развит неравномерно, пятнами. Прочность цементации различная

Важнейшим показателем, характеризующим породу как коллектор, является размер пор: их ширина или просвет.

Пористость обусловлена наличием:

Пор – пространство между отдельными зернами, слагающими горную породу. В хорошо окатанных, близких к шарообразной форме зернах, пористость не зависит от размера зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. Неглубоко залегающие, недоуплотненные коллекторы сеноманского возраста Уренгойского месторождения имеют пористость до 40%.

При низкой отсортированности мелкие зерна заполняют свободное пространство между крупными, чем уменьшают пористость.

Рис. 4.5. Примеры идеальной упаковки зерен:

кубическая (К п = 45%); ромбическая (К п = 25%)

Каверн – сравнительно крупных пустотных пространств, образовавшихся в результате действия процессов выщелачивания.

Трещин – разрывов сплошности горных пород, обусловленных литогенетическими причинами или тектонической деятельностью. Например: с возрастанием горного давления, уплотнением пород пористость уменьшается, но не безгранично. При давлении 350 - 400 кг/см 3 песчаники начинают дробиться, появляются трещины, что приводит к возникновению вторичной пористости.

Литологическая трещиноватость (уплотнение, перекристаллизация, обезвоживание, выветривание) приспосабливается к структурно-текстурным особенностям пород. Трещины ветвятся, огибают отдельные зерна, в целом их расположение хаотично, поверхность стенок неровная.

Тектоническая трещиноватость (колебательные, складкообразовательные, дизьюнктивные движения) не считается со структурно-текстурными свойствами пород.

Свойства коллекторов нефти и газа. Типы коллекторов нефти и газа

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами . На формирование геометрии порового пространства коллекторов и, следовательно, на их филь­трационные характеристики влияют структура и текстура пород.

Структура осадочных горных пород - размеры и форма слагающих породу минеральных зерен или условных неделимых (биоморфных или детритовых остатков, скелетов организмов, оолитов и т. п.).

Текстура - характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Емкостное пространство включает емкости двух видов: седиментационные и постседиментационные, в кото­рых все изменения протекают с разной интенсивностью, опреде­ляемой в первую очередь типом коллектора.

1 Пустотность (пористость ) – наличие в горной породе пустотного пространства. Пустотное пространство определяется размерами, конфигурацией, укладкой частиц, слагающих породу и образующих поры, наличием в порах цементирующих веществ, а также трещин и каверн.

Под пористостью понимают пустотность породы-коллектора.. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры.

По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (<0,2 мкм).

В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под дей­ствием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна.

Различают общую, открытую и эффективную пористость.

Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соот­ветственно коэффициент общей пористости представляет собой отно­шение объема всех пор V п к объему образца породы V обр

m п = V п / V обр

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость – объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости – отношением суммарного объема открытых пор V о.п. к объему образца породы V обр:

m о = V о.п. / V обр

Эффективная пористость – пористость, которая оп­ределяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости неф­тесодержащей породы равен отношению объема пор, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления V э, к объему образца породы V обр:

m э = V э / V обр

Для характеристики двух- или трёхфазных систем применяется понятие динамической пористости . Коэффициент динамической пористости определяется отношением объема движущейся в породе жидкости V д к объему образца V обр:

m д = V д / V обр

Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами.

2 Кавернозность - наличие в горной породе пустот непра­вильной или округлой формы размером более 1 мм. Она харак­теризуется коэффициентом кавернозности, равным отношению суммарного объема всех каверн V к к объему образца породы V обр

m к = V к / V обр

3 Гранулометрический состав горной породы харак­теризует количественное содержание в ней частиц различной ве­личины. Гра­нулометрический состав влияет на особенности эксплуата­ции нефтесодержащнх коллекторов, нефтеотдачу и различные био­химические процессы в продуктивных пластах.

По размеру частиц (мм) породы разделяются на три группы: пески или псаммиты 1-0,1; алевриты 0,1-0,01; пелиты менее 0.01. Породы относятся соответственно к псаммитам, алевритам или пелитам, если содержат по 50- 80 % частиц той или иной группы.

Для определения гранулометрического состава керн породы освобождают от нефти и воды. Для этого его помешают в экст­ратор и обрабатывают определенными растворителями. Гранулометрический состав таких пород, как пески, рыхлые песчаники и другие, легко распадающиеся на составляющие зерна, определяют ситовым анализом. В практике для гранулометриче­ского анализа применяют сита с отверстиями 1.0; 0,5; 0,25: 0,1 мм. реже - 0,04 мм. Еще более мелкие частицы разделяются гидрав­лическими методами.

4Трещиноватость - наличие в породе трещин. Тре­щины – это разрывы в горной породе (без перемещения блоков породы), характеризующиеся раскрытостью от десятков микрон до миллиметров, преимущественно тектонического происхожде­ния. Раскрытость трещин позволяет приближенно оценить величины трещинной пустотности и трещинной проницаемости.

5 Проницаемость - способность породы пропускать через себя жидкости и газы (при наличии перепада давления). Она ко­личественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.

Для оценки абсолютной проницаемости горных пород обычно используют линейный закон фильтрации Дарси:

Согласно этому закону проницаемость k пр – константа пропор­циональности, характеризующая пористую среду, причем в иде­альном случае она не зависит от типа фильтруемой жидкости.

При движении через образец неоднородной жидкости, пред­ставленной несколькими фазами (газ-вода, нефть-вода, газ- нефть, газ-нефть-вода), величины проницаемости, определяе­мые по фильтрации каждой из фаз, будут отличаться от абсолют­ной проницаемости и одна от другой. Различают эффективную (фазовую) проницаемость для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной. Она изменяется в зависимости от характера фазы, температуры и давления н выражается в относительных еди­ницах.

Отношение величины эффективной проницаемости к абсолют­ной называется относительной проницаемостью породы.

6 Коэффициентом водо-, нефте-, газонасыщенности (k в, k н, k г) называется отношение объема воды, нефти или газа (V в, V н, V г),содержащихся в пустотном пространстве породы, к объему пустот (V п): k в = V в / V п; ka= V н / V п; k r = V г / V п.

Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и газом равна единице. Обычно коэффициенты нефте- и газонасыщенности определяют по коэффициенту водонасьаценности А в, исходя из соотношения k н(г) =1– k в.

7 Удельная поверхность г.п . – суммарная поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.

T – суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце [м 2 ]

V – объем образца

8 Механические свойства г.п.:

1) Упругость г.п.

2) Прочность на и разрыв

3) Пластичность г.п.

Упругие свойства г.п. На состояние пласта, режим его работы, существенное влияние могут оказывать упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н и В в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствие того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругую энергию г.п. принято характеризовать коэффициентами сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости пласта, коэффициент сжимаемости пор, коэффициент сжимаемости поровой среды.

Пластические свойства г.п. – при упругих деформациях зерна породы и цементирующей материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности), цементирующий материал разрушается, зерна породы смещаются относительно друг друга, плотность упаковки увеличивается до исчезновения пустот в г.п. (для пород гранулярного типа).

Под прочностью г.п. понимают их сопротивление механическому разрушению. Прочность пород на сжатие во много раз превышает прочность на разрыв.

9 Тепловые свойства г.п.

1) Удельная теплоемкость

2) Коэффициент теплопроводности

3) Коэффициент температуропроводности

4) Коэффициент линейного и объемного расширения

Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:

Тип емкости;

Литологический состав.

Величина пористости;

Величина проницаемости.

Классифакация коллекторов по типу емкости:

1 Поровый

2 Трещинновый

3 Каверновый

4 Трещинно-поровый

5 Трещинно-порово-каверновый

6 Каверно-поровый

Классификация коллекторов по литологическому составу :

Наиболее распространенные коллекторы нефти и газа - терригенные и карбонатные породы.

Терригенные породы-коллекторы представлены в основном пе­счаниками и алевролитами. Основные их показатели - грануло­метрический состав, форма и характер поверхности минеральных зерен.

Карбонатные породы-коллекторы представлены известняками и доломитами. Формирование их емкостей определяется как гене­зисом, так и особенностями постседиментацнонных преобразова­ний, в первую очередь трещиноватостью и последующим выщела­чиванием пород. Развитие трещиноватости в карбонатных поро­дах обусловлено литологическими особенностями пород.

Классификация коллекторов по величине пористости:

Классификация коллекторов по величине проницаемости:

Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления .

Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.

Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы - коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %).

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

По величине обломков различают породы:

Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.

Емкость определяется пористостью - объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы , способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки . Критериями принадлежности пород к коллекторам и служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием , трещиноватости , кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов , она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: , глинисто-кремнисто-битуминозные, и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава , сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации , интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания . Особенности карбонатных пород — ранняя литификация , избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Основная часть нефтяных и газовых месторождений приурочены к осадочным породам - обломочным, органогенным и хемогенным.

Обломочные породы - коллекторы образуются за счет разрушения прежде существовавших горных пород - мXагматических и магматические.

Обломочные делятся на:

1. терригенные

рыхлые: сцементированные:

песок > 0,1 мм песчаник

алеврит 0,1 - 0,01 алевролит

глина < 0,01 аргиллит

Частицы разрушенных г.п. могут быть сцементированы глинистым и карбонатным цементом. Если цемент глинистый, то при бурении водоотдача должна быть минимальной, если водоотдача повышеннная, то глины будут набухать и проницаемость пласта будет падать и обусловит длительное освоение скважин и низкие дебиты.

Для повышения дебитов принимают глинокислотные обработки, растворяющие цемент и увеличвающие проницаемость.

Если цемент карбонатный, то применяют солянокислотные обработки. Большинство коллекторов месторождений Западной Сибири являются терригенными.

Обломочные карбонатные породы - это обломки известняка, доломита, карбонатных зерен...

Коллектора из карбонатных породов представлены в Вольго-Уральской и Тиманопечерских провинциях.

Органогенные породы - коллекторы - это известняки биогенные из останков животных и растительных организмов т.е. рифовые образования.

Это месторождения уралоповолжья, украины, белоруссии, ближнего и среднего востока, индонезии, брунея, венесуэлы, мексики, пермской области.

Хемогенные породы-коллекторы - известняки и доломиты, образующиеся из-за химических реакций при сносе в море солей, кальция и магния.

В пордах коллекторах выделяют Поры:

Первичные поры (образованы в ходе осадконакопления):

Структурные (между частицами зерен пород)

Поры между плоскостями пород

Биогенные пороы при разложении органики

Межгранулярные и межкристаллические

вторичные:

как результат выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и эрозионных процессов.

Первичные поры обычно заполнены остаточной или связанной водой, сохранившейся в породе. Вторичные поры содержат нефть и газ.ы

Неколлекторные породы – это породы, которые не отдают нефть и газы. Коллекторы – накапливающие и отдающие нефть, газ и воду.ы

Итоги исследования щлама и керна увязывают с данными ГИС, результатами испытаний и гидродинамических исследованиях. Наиболее пористые трещиноватые породы насыщенные УВ в процессе отбора разрушаются. В ЗС коллекторы определяются в основном по ГИС. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.

37. Методика выделения коллекторов в терригенном в разрезе. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления горных пород (нефть и газ ток не проводят) и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.

Кавернометрией определяется диаметр скважин

При бурении глинистый раствор отфильтровывается в пласт и на поверхности интервала образуется глинистая корка и диаметр уменьшается.

38 . В карбонатных коллекторах три методы выделения из-за сложного строения: нефтегаз в порах, кавернах и трещинах.

Каротаж – испытание – каротаж.

Замер удельного электрического сопротивление до и после испытания позволяют выделять нужные интервалы.

После получения притоков сопротивление больше.

Метод двух растворов: сперва замеряют электрическое сопротивление, когда скважина заполнена буровым раствором, затем его меняют на воду и снова определяют сопротивление.

Вода обладает электропроводностью и проникает в пласть и сопротивление будет уменьшаться.

Совместное использование НГК и АГК. Методом НГК определяют общую пустотность пород: поры, каверны и трещины. АГК – только трещины. Так выделяется коллектор.

39. Породы коллекторы обнаруживаются также по увеличению скорости бурения, проходки на долото, провалы инструмента, поглощению бурового раствора, нефтегазоводопроводимости тк коллекторы пористые и проницаемости.

41. ФЕС характеризуется пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Поры - это пустоты с диаметром < 2 мм

Виды пористости - полная, характеризуется сообщающимися и несообщающимися порами К п = V пор\V образца породы * 100 = %

Несообщающиеся поры не отдают нефть и газ.

открытая (только сообщающиеся поры). Юзается при подсчете запасов и составлении проектов разработки. К оп = (вес сухого образца керна - вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца) /(вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца - вес насыщенного керосином образца в керосине)

По размерам поры:

сверхкапиллярные = 2 - 05 мм

капиллярные = 05 - 0,0002

субкапиллярные < 0,0002

Сверх и просто капиллярные могут быть нефтегазоносны, а суб иметь остаточную воду.

Максимум открытой пористости - это около 30-40 процентов.

В ЗС наиболее часто встречается Кпо = 15-17%

К по = 10 - 17% - это трудноизвлекаемые запасы.

Для добычи нефти и газа бурят горизонтальные скважины, боковые стволы, проводят гидроразрыв пласта.

Если коэфициент открытой пористости < 10%, то залежи нерентабельны и исключаются из подсчета запасов.

В карбонатных коллекторах нефть и газ в трещинах и нижние пределы пористости 2-3%, и только с меньшей - нерентабельны.

Кавернозность. Пустоты с диаметром больше 2 мм. Каверны образуются в процессе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и циркуляции пластовых вод. При подсчете запасов учитывают по коэффициент кавернозности.

Каверны образуются в процесе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и при циркуляции пластовых вод.

К кавернозности = объем каверн \ объем пор * 100 = %

При наличии каверн и трещин дебиты на два-три порядка выше, ибо проницаемость в 100-1000 раз больше.

Трещиноватость.

Макротрещины > 40-50 мм

Микротрещины < стольки же

При бурении породы разрушаются, поэтому можно изучать только микротрещины. Т.к. основные запасы в трещинах, то трещиноватость изучают по промысловым данным с помощью фотокаратожа и телекамер.

При наличии трещин большие дебиты.

Проницаемость.

П - способность породы пропускать через себя нефть, газ или воду.

По формуле Дарси к пр = (расход флюида через образец * вязкость флюида * длина образца)\(площадь поперечного сечения образца*разница давлений на входе и выходе)

Максимальная проницаемость достигает 2-5 Дарси.

Проницаемость в ЗС обычно 0,05 - 0,5 мкм2

Если проницаемость меньше 0,05 то запасы трудноизвлекаемы. Для добычи трудноизвлекаемых проводят гидроразрыв.

42. Неоднородность, её виды и количественная оценка

Коллектора месторождений в Западной Сибири имеют высокую степень неоднородности.

Неоднородность - широкое изменение вещественного состава и коллекторских свойств по площади и по разрезу.

Есть два вида неоднородности:

Макронеоднородность

Изменение толщин продуктивных пластов и разделяющих непроницаемых прослоев. Изучают по структурным картам общих и нефтяных толщин.

h общ - толщина пласта от кровли до подошвы

h общ - h эфф = h коллектора

h н г = толщина прослоек

Для характеристик параметров строят карты общих эффективных толщин. Изучают по детальным геопрофилям.

Микронеоднородность - изменение коллекторских свойств по площади, по разрезу.

Микронеоднородность характеризуется коэффициентом песчанистости. К песч = h эфф\h общ= 0 - 1

Если 1-0,7 - то высокопрододуктивная