|
|
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 ..
|
|
|