а) пелитоморфные карбонатные илы уплотняются ( и литифициру-ются )
весьма быстро, при этом резко снижается пористость. Сохранив-шаяся ее доля
незначительна и обусловлена почти исключительно межзер-новыми порами, по
размерам очень небольшими;
б) карбонатные осадки, существенно или преимущественно состоя-щие из
форменных образований, имеют более жесткую каркасную основу и реагируют на
уплотнение заметно слабее. Их пористость обусловлена меж- и
внутриформенными пустотами, межзерновые поры играют подчи-ненную роль.
Сохранение первичной пористости таких карбонатных осадков во многом зависит
от количества химически или биохимически осажденног опелитоморфного
карбоната и интенсивности диагенетической цементации;
в) прижизненно возникавшие органогенные карбонатные постройки уже на
стадии седиментогенеза имели жесткий, устойчивый каркас, как правило,
высокопористый. Уплотнению они почти не подвергаются. Сох-ранение в
диагенезе их значительно высокой пористости ( главным образом
внутриформенной, частично межформенной и межзерновой ) определяется в
основном процессами диагенетической минерализации.
4. Окончательное оформление коллекторских свойств карбонатных пород
присходит в эпигенезе в результате развития тектонической трещиноватости и
процессов эпигенетического выщелачивания и минералообразования.
Трещиноватость и выщелачивание способствуют возрастанию проницаемости
и пористости карбонатных пород. Процессы сульфатизации, окремнения и
кальцитизации снижает пористость ( и проницаемость ) последних.
Эпигенетическая перекристаллизация и доломитизация могут оказывать на
изменение этих параметров различное влияние, соответственно улучшая или
ухудшая коллекторские свойства пород.
ГЛАВА II. Основные оценочные параметры
карбонатных коллекторов.
Пористость относится к числу наиболее важных параметров, необхо-димых
для подсчета запасов флюида, поэтому очень большое значение имеет ее точное
определение. Открытая пористость карбонатных коллек-торов различного типа
изменяется в широких пределах, от долей процента до 30 - 35 %. Вследствие
многообразия форм пустотного пространства, характеризующего карбонатные
породы - коллекторы, при изучении их требуется специальный подход. Особенно
большие затруднения возника-ют при устанвлении емкости коллекторов
трещинного и каверного типа.
Различают три вида пористости: общую ( физическую или абсолют-ную ),
открытую ( насыщения ) и эффективную ( полезную или динамичес-кую). Под
общей понимается пористость, характеризующая объем всех пустот породы,
включая поры, каверны, трещины, сообщающиеся между собой и изолированные.
Открытой называют пористость, включающую объем только сообщающихся между
собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.
Эффективная пористость характеризует ту часть объема, которая занята
движущимися в порах флюидом ( нефтью, газом) при полном насыщения порового
пространства этим флюидом.
Эффективная ( полезная ) пористость в понимании большинства ис-
следователей определяется объемом поровой системы, способной вмес-тить
нефть и газ, с учетом остаточной ( связанной ) водонасыщенности.
Понятие эффективной пористости, предложенное Л. С. Лейбензоном ( 1947
), характеризует свободный объем системы взаимосвязанных пор с учетом
порового пространства, занятого связанной ( остаточной ) водой. Этот вид
пористости по существу характеризует полезную емкость пород для нефти и
газа и отражает газонефтенасыщенность. Ее определяют по разности объема от
открытых пор и объема, занимаемого остаточной водой.
Общую пористость пород определяют методом А. Мелчера ( 1921 ). Для
установления открытой пористости чаще всего используют метод И. А.
Преображенского, применяя для заполнения пустот очищенный керо-син и
взвешивание предварительно экстрагированного и высушенного образца в
воздухе и керосине. Аналогично определяется пористость по воде.
Очень большое влияние на величину открытой пористости оказыва-ют
различные способы снятия поверхностной пленки, так как в зависи-мости от
преобладающего развития пор, каверен и трещин при обработке образцов
теряется разное количество керосина или воды. Из крупных ка-верен
происходит механическое вытекание жидкости, поэтому при взве-шивании
регистрируется меньший объем, чем фактический объем жидкос-ти, вошедшей в
образец при насышении под вакуумом.
Остаточная водонасыщенность.
Понятие об остаточной водонасыщенности.
Осадочные породы, которые являются коллекторами нефти и газа,
накапливаются в основном в водных бассейнах, благодаря чему пустотное
пространство их заполнено водой.
Большая часть воды, оказывающаяся в поровых пространствах све-
жевыпавших осадков, отжимаетсяя и возвращается в гидросферу еще на ранних
этапах диагенеза, но заметное ее количество сохраняется в осадо-чной толще
даже при достаточно больших нагрузках вышележащих слоев. Одним из важнейших
свойств воды, имеющих первостепенное значение для геологических процессов,
является ее способность проникать через толщу пород. Повышение температуры
и давления сопровождается разрывом водородных связей молекул воды и
увеличением ее проникающих свойств. Водородные связи обуславливают
необычайную силу сцепления воды, проявляющуюся в ее высоком поверхностном
натяжении, а также необыкновенную способность воды смачивать различные
вещества.
При дальнейшем погружении пород, сопровождающимся постепен-ным
повышением температуры среды, поровые воды могут сильно изме-нить свою
структуру, а соответственно и вязкость, поэтому они приобре-тают
способность к циркуляции через толщи, ранее служившие для них водоупором.
Поток таких вод по известным законам пойдет в направлении зон пониженных
давлений, где произойдет их разгрузка и перемещение в более высокие
горизонты земной коры, вплоть до дневной поверхности.
Таким образом, за длительный период формирования осадочных толщ
пространство между зернами, кристаллами, обломками полностью заполнится
водой, связь которой с твердыми частицами пород будет различной. В
дальнейшем в процессе образования нефтяных и газовых залежей происходит
вытеснение воды из пористых сред вновь пришедшим флюидом. Вытеснение воды
из пористых сред нефтью и газом происходит под давлением, но несмотря на
это часть ее сохраняется, будучи удержана силами молекулярного
взаимодействия. Количество и характер распределения остаточной воды
различны и зависят от сложности строения пористой среды, величины удельной
поверхности, а также от поверхностных свойстыв попрод. Эту сохранившуюся
часть воды исследователи называют остаточной, погребенной, связанной,
иногда реликтовой.
Очень удачным является термин " остаточная вода " , примененный в
1955 г. С. Л. Заксом, который считал, что остаточная вода - это вода,
оставшаяся в поровом пространстве пласта при формировании залежей нефти и
газа. Естественно, что различное строение пустотного простран-ства пласта в
целом и определяет размещение остаточной воды в коллек-торе. Поскольку
сохранение ее в породах обусловлено силами молеку-лярно - поверхностного
притяжения, можно и нужно использовать как синоним термин " связанная ",
определяя этим характер взаимосвязи воды с породами.
В нефтянных пластах часть воды может быть и в свободном состо-янии в
виде водоносных пропластков за счет недостаточного давления или объема
вытесняющего флюида - нефти или газа. Это же явление может наблюдаться и в
приконтурной части месторождения. Но при полном за-полнении ловушки нефтью
или газом количество оставшейся воды должно определяться прежде всего
структурными особенностями порового прос-транства: размером, процентным
соотношением мелких и крупных пор, извилистостью их стенок, т. е. величиной
внутренней удельной поверх-ности каналов, поверхностными свойствами пород и
пластовых жидкос-тей. Гидрофильные и олефильные свойства самих пород имеют
при сохра-нении остаточной воды в поровых каналах огромное значение.
Увеличение содержания органических и глинистых смесей, облажающих высокой
сорбционной способностью, приводит к повышенному содержанию остаточной воды
в пласте - коллекторе. Различный минеральный состав горных пород определяет
неодинаковые поверхностные свойства, в том числе и смачиваемость.
Смачиваемость пористой среды различными флюидами является одним из
важнейших параметров, определяющих остаточную водонефтенасыщенность,
скорость вытеснения, капиллярную пропитку и относительную проницаемость
пород. Благодаря ей в породах с одинаковыми фильтрационными свойствами
количество удержанной воды в поровых каналах будет различным. Сохраняясь в
пористой среде за счет сил молекулярного сцепления, остаточная ( связанная
) вода имеет неодинаковый характер распределения: вв виде пленок различной
толщины она располагается в крупных и мелких поровых каналах, заполняет
углы и извилистые участки и почти полностью занимает мельчайшие поры
размером менее 1 мкм.
Породы - коллекторы, фильтрационные свойства которых обусло-влены
трещинами, не могут содержать свободной воды, так как в связи с отсутствием
крупных сообщающихся поровых каналов филтрация вод по ним невозможна.
Проницаемость.
Проницаемость - свойство породы, определяющее возможность про-
хождения флюидов через сообщающиеся поры, трещины, каверны. Прони-цаемость
является мерой фильтрационной проводимости породы и отно-сится к числу
наиболее важных параметров коллектора. Установившаяся скорость течения и
его направление связаны с различными физическими свойствами движущегося
флюида, а также особенностями геометрии по-рового пространства ( размеры
поперечного сечения и форм поровых ка-налов, их распределение в пором
объеме, которые предопределяют пропускную способность пористой среды ).
Проницаемость тесно связана со структурой пустотного пространства, поэтому
исследование различных видов ее дает возможность глубже понять характер
пористой среды.
Проницаемость измеряется в дарси по имени Анри Дарси, предложившего в 1856
г. уравнение для определения фильтрации
где Q - объемный расход жидкости в единицу времени; k - постоянная
проницаемости; s - площадь поперечного сечения; - вязкость жидкости;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
