содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..

§ 4.

Зависимость пористости и проницаемости от давления и температуры

Перспектива обнаружения залежей нефти и газа на больших глубинах вызывает необходимость изучения влияния высоких давлений и температур на коллекторские свойства пластов. Под действием давления изменяется форма порового пространства. Экспериментальные данные свидетельствуют об уменьшении по­ристости и проницаемости при увеличении давления, при этом пределы изменения проницаемости более значительны. Кроме того, межзерновой коллектор, залегающий на больших глубинах, подвергается процессам трещинообразования, причем чем гли-нистее коллектор, тем трещиноватость его будет выше. Эти обстоятельства существенным образом меняют представления о емкостных и фильтрацией ных свойствах глубокозалегающих по­род.

Вместе с тем керн, вынесенный с больших глубин без сохра­нения пластовых условий, подвергается деформации под воздей­ствием разгрузки, что приводит'к увеличению открытой пористости и проницаемости. По данным В. М. Добрынина, величины по­правочных коэффициентов для значений открытой пористости, определенных по керну, вынесенному с глубин 2000 м, изменяются от 0,986 для чистого коллектора до 0,958 для глинистого. Соот­ветственно величины поправочных коэффициентов для значений проницаемости изменяются от 0,90 до 0,75. С увеличением глубины поправочные коэффициенты возрастают. Для керна, вынесенного с глубины 4000 м, поправочные коэффициенты для значений пористости изменяются от 0,978 для чистого коллектора до 0,930 для глинистого, а для проницаемости — соответственно от 0,84 до 0,64,

§ 5. Нефтегазонасыщенность пород-коллекторов

Нефте- и газонасыщенность коллекторов количественно харак­теризуют долю объема пор, заполненных соответственно нефтью и газом. Выраженные в долях единицы они называются коэффи­циентами соответственно нефте- и газонасыщенности. Если объем пор принять за единицу, то коэффициент нефтенасыщенности кол­лекторов будет равен Ки = 1 — К„.0.

Для зоны предельного насыщения гидрофильного коллектора, где /Св. о = Кв. св. коэффициент нефтенасыщенности /(„ = 1 — — КБ. ев- В этой зоне коэффициент нефтенасыщенности гидрофоб­ного коллектора равен 1, так как в нем /Св. Св = 0.

В лабораторных условиях содержание связанной воды нахо­дится по образцам керна методами центрифугирования и капил­лярной вытяжки. Более точное определение в пласте связанной воды возможно при вскрытии пласта с применением промывочной жидкости на нефильтрующемся растворе. Коэффициент нефтега-зонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления. В обса­женных колоннах Кт определяют нейтронными методами. Появи­лись физические предпосылки определения /Сн в обсаженных ко­лоннах по диаграммам импульсных нейтронных методов.

§ 6. Понятие о покрышках

Покрышками называют плохо проницаемые горные породы, перекрывающие и экранирующие скопления нефти и газа. К таким породам относят глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, известняки, соли, гипсы, ангидриты. Наличие покрышек — важ­нейшее условие сохранности скоплений нефти и газа.

Основные качества, характеризующие надежность покрышки,— ее литологический состав, степень однородности, мощность и характер распространения. Надежность покрышки определяется также характером флюида, образующего залежь, и ее высотой.

По литологическому составу наибольшей надежностью отли­чаются соленосные толщи. Особенности их формирования обусло­вили региональный характер их распространения и большую мощность.

Наиболее распространены глинистые покрышки. При этом монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами. Чем однороднее состав глин, тем они менее проница­емы. Присутствие в глинах прослоев песчаника и алевролита увели; 112

чивает их проницаемость. На снижение экранирующих свойств глин оказывает влияние увеличение их плотности, так как более плотные глины легче растрескиваются.

Экранирующие свойства покрышек зависят от мощности. Для газа, обладающего несравненно большей подвижностью, чем нефть, при прочих равных условиях покрышка должна иметь большую мощность. Особенно это касается газовых залежей с боль­шим этажом газоносности и вследствие этого с аномально высо­кими давлениями.

Исходя из размеров различают покрышки региональные, зо­нальные и локальные. Региональные покрышки развиты в пределах нефтегазоносных областей и провинций. Они имеют большую мощность и литологически выдержаны. Зональные покрышки распространены в пределах зоны нефтегазонакопления, локаль­ные — в пределах одного или нескольких месторождений.

содержание   ..  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  ..