Глинистость-состав, типы глинистости,коэффициенты глинистости. Проницаемость-определение,виды проницаемости

Стр 1 из 8Следующая ⇒

Информационная схема проведения ГИС и интерпретации. Основные задачи, решаемые с помощью промыслово-геофизических исследований

В.1.Каротаж сводится к измерению в скважине той или иной величины (кажущегося удельного сопротивления, потенциала электрического поля, и т.д.) отражающей физические свойства пересеченных скважиной пород (удельное сопротивление, способность самопроизвольного образования электрического поля, «естественная γ - активность и т. д.). По результатам такого рода измерений необходимо определить геологический характер пересеченных скважиной пород и установить наличие полезных ископаемых по разрезу скважины. Переход от результатов измерений при каротаже к геологическим данным называют интерпретацией (истолкованием) данных каротажа.

Интерпретация данных каротажа условно подразделяется на два этапа. На первом этапе, который можно назвать геофизической интерпретацией, определяют физические свойства пластов по каротажным кривым. Так, для электрического каротажа методом сопротивления первым этапом интерпретации является определение удельных сопротивлений пласта и зоны проникновения по кривым КС. На втором этапе, называемом комплексной геологической интерпретацией, по совокупности данных о физических свойствах пластов, полученных в результате проведения различных видов каротажа, и по имеющимся геологическим материалам определяют характер пород и дают заключение о наличии полезных ископаемых.

Пористость-определение,размеры,типы пористости,структура порового пространства.Типы коэффициентов пористости

В.2. Пористость –это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости. По происхождению поры бывают первичные и вторичные:

· Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.

· Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д.

Первичные характерны для песков и песчаников .

Вторичные для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.

По величине поровые каналы подразделяются : сверхкапиллярные > 0,5 мм; капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм.

Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил. В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та:

Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца m = (V_п../ V_обр.)*100% (1)

Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца. m₀= (V_п.о./ V_обр.)*100% (2)

V_п.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м³

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся Пс = m₀ – S_уд^ост, Пс - статически полезная емкость, m₀-коэф-т открытой пористости, S_уд^ост–коэф-т остаточной водонасыщенности, %

Динамически полезная емкостьколлектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Коэф-нт динамической пористостиназ-ся отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объемы. m_g = (V_g / V_обр.)*100% ,m_g – самый маленький коэф-нт

m₀= ( f_просв./ F )*100%, m₀– коэф-нт открытой пористости,f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца, F – площадь сечения образца [м²]

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:

1) несцементированные песчаники – от 52 %

2) песчаники – 3,5...29%

3) известняки (карбонаты) – от 0,6...33%

4) глины – 6,0...50 %

5) глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

Глинистость-состав, типы глинистости,коэффициенты глинистости. Проницаемость-определение,виды проницаемости

В.3. Глинистые минералы, формируя цемент терригенных пород, в значительной степени определяют фильтрационные и емкостные свойства породы. Увеличение глинистого цемента в терригенной породе приводит к ухудшению ее коллекторских свойств. При высоком содержании цементирующего материала (базальный или поровый тип цемента), когда все поровое пространство заполняется минеральной массой, порода становится неколлектором.

При небольшом содержании глинистых минералов (контактовый, пленочный или сгустковый типы цемента) в терригенных породах сохраняется часть открытого порового пространства. Такие песчано-алеврито-глинистые породы могут содержать промышленные скопления углеводородов и отдавать их при разработке. В полимиктовых песчаниках и алевролитах глинистый материал может находиться не только в цементе, но и в скелете пород за счет гидрослюдизации и каолинизации полевых шпатов.

Физико-химическая характеристика глинистых минералов и их объемное содержание оказывают существенное влияние на показания геофизических методов. Иэ геофизических методов для оценки глинистости используют диаграммы ГК, ПС, комплекса ГГКП и НГК- В этом случае мерой глинистости является содержание фракции меньше 0,01мм.

Проницаемостью наз-ся способность г.п. пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

Физический смысл коэф-та проницаемости: он как бы показвает суммарную площадь пор сквозь которую проходит фильтрация ж=тей и газов.

Различают следующие коэф-ты проницаемости:

1) коэф-нт абсолютной проницаемости: k

2) коэф-нт фазовой (эффективной) проницаемости: k_н – по нефти, k_г – по газу, k_в- по воде.

3) коэф-нт относительной проницаемости: k^’_н, k^’_г, k’_в

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость г.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы.

Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их взаимодействия с породой, насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной проницаемости.

Относительной проницаемостью наз-ся отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.

= > k^’_н = k_н / k, k^’_г = k_г / k, k’_в = k_в / k

проницаемость пород меняется 0,001...3 – 5 мкм²

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 2677; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 8 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!