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

ПОР.ГП — характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в ГП.

Поры, каверны и трещины

К порам относятся пустоты, кот < 2 мм, делятся на 3 вида: сверхкапиллярные-от 2-0,5 мм, капиллярные-от0,5 до 0,0002 мм, субкапиллярные –< 0,0002. Обычно нефтью и газом заполнены сверхкапиллярные и капиллярные поры. А субкапиллярные заполнены остаточной или связанной водой.

Абсолютная пористость

Как опред-ся коэф-т откр пористости-по керну. Пор.бывает двух видов: первичная-образуется в процессе осадконакопления и вторичная пористость-она образуется в уже сформировавшихся ГП за счет перекристаллизации, доломитизации и выщелачивания. Пор.зависит от частиц зерен ГП, от степени окатанности, отсортированности и от цементирующего вещества. Цемент может быть глинистый или карбонатный. Надо знать какой цемент чтобы обосновать параметры бурового раствора, если глинистый –то надо чтобы водоотдача была низкая, если карбонатный-проводить кислотные обработки чтобы увеличить прониц-ть и дебиты скв.

Каверны-пустоты больше 2 мм. Могут достигать гигантских размеров. Пример_Тунгусские пещеры- за счет разрушении орг вещества и при циркуляции пластовых вод.

Если у ГПы есть каверны и трещины, то будет высокая продуктивность. Например в Зап Сибири до 1000 тон в сутки дебит может быть.

Трещины-макротрещины-больше 40-50 мкрм, микротрещины –меньше 40-50 мкрм. По керну изучают только микротрещины потомучто в процессе бурения макротрещины разрушаются. В основном выносится керн где низкая пр.и нефтенасыщенность. МАкротрещиноватость изучают с помощью фотокаротажа, телекамер и гидродинамическими методами.

Если карбонатный цемент-то могут образовываться каверны и трещины, если глинистый то меньше кавернозность и трещиноватость, также зависит от тектонической деятельности в этом регионе.

Нефиегазонасыщенность опред-т прямыми методами, то есть по керну. Коэф-т нефтенасыщщенности =объем нефти на объем пор. Аналогично коэф-т газонасыщ-ти. Или опред-т по коэф-ту остаточной водонасыщ-ти Кн=1-Ков, Кг=1-Ков. Если газовая шапка то Кг=1-Кн-Ков. Для того чтобы достоверны были данные о Ков нужно чтобы брались скв, где применяется буровой ратсвор на нефт. основе, потому что вода бурового раствора приготовленного на основе воды отфильтровывается в пласт и искажает эти значения. Если таких скв. нет то определяют косвенными методами. Косв методы сущ-т следущие- опред-т от зависимости проницти ГП от их водонасыщ-ти. Установлена чем больше водонасыщ-ть тем меньше прониц-ть ГП. Второй способ-опред-т от зависимости капиллярного давления от остаточной водонасыщ-ти, третий- с помощью центрифуги, 4-по содержаю хлоридов в пласте (воды хлоркальциевого и хлормагниевого вида.) Из всех этих способов в практики чаще всего применяют первый и третий.

8.6. Фильтрационные свойства гп-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.

Проницаемость-способность ГП пропускать ч/з себя нефть, газ и воду при наличии перепада давления. Подчиняется закону Дарси согласно которому прониц-ть прямопропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости. Прониц измеряют в милидарси, метрах квадратных и микрометрах. На большинствах месторождениях зап Сибири от 50-500мД. Макс значения 3-5 Д (Уренгойское, Ямбургское, Федоровское) . Если меньше 50 мД то запасы трудно извлекаемыми и надо бурить горизонт скв, проводить ГРП, чтобы увеличить площадь дренирования.

Кондиционные значения - нижние значения пористости, проницаемости, эффективной толщины при которой получают промышленные (рентабельные) дебиты нефти или газа. Определяют удельный коэффициент продуктивности (ή) = коэффициент продуктивности / эффективная толщина. По графикам определяют нижние пределы(порис α_сп = ПС изуч пласта / ПС опорного пласта. Н_конд (конд знач зффек мощности) = Н _эфек * α_сп