Понятие о флюидоупорах, как об экранирующих толщах

Билет 15

 1. Трещинообразование в различных типах пород. Плотность и густота трещин?

Степень трещиноватости пород вместе с другими тектоническими нарушениями характеризует структуру массива горных пород, ее пространственную неоднородность и анизотропность свойств. Она влияет на прочность и устойчивость пород: деформируемость, водопроницаемость, влагоемкость, буримость и другие характеристики

 

Для карбонатов характерна перекристаллизация (которая может вести к трещенообразованию),выщелачивание тоже самое.А для теригенных

существуют параметры хрупкости, по хрупчим породам идут трещины +пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. (По степени пластичности выделяется три группы пород. Кпл=1 - хрупкие - кремнистые Кпл= 1-6 - пластично-хрупкие -большинство осадочных пород Кпл >6 - высокопластичные - глины, аргиллиты)

 

Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. При определении трещинной проницаемости одним из основных параметров является плотность(густота) трещин. На густоту тектонических трещин, помимо механич. Свойств породы, влияют факторы(интенсивность, направленность, длительность тектонических напряжений)

 

 2. Способы определения остаточной водонасыщенности, её связь с видами пористости?

 

Под коэффициентом остаточной водонасыщенности (Ков) пони­мают долю объема остаточной воды (Vb.oct) в объеме порового про­странства (Vn): Ков=Vв.ост/Vп

Распределения остаточной воды в поровом пространстве суще­ственно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество неф­ти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пла­стовой энергии, и др. - также зависят от первоначального распреде­ления жидкостей в пласте.

Предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были изначально заполнены и смочены водой, а нефть появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды несмотря на наличие различных мнений, касающихся вида оста­точной воды, находящейся в пористой среде, большинство исследо­вателей приходит к заключению о существовании: 1) капиллярно-связанной воды в узких капиллярных каналах, где ин­тенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбированной воды значитльно отличаются отсвойств свободной воды);                                                           

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхност твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперс­ной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Основным методом оценки остаточной водонасыщенности явля­ется прямое определение количества воды в керне, отобранном из скважин, пробуренных на безводном растворе.

Прямым методом определения остаточной нефте-,водонасыщенности является - экстракционно-дистиляционный метод используемый в аппаратах Закса.

К косвенным методам относятся лабораторные опыты по искусст­венному моделированию содержания остаточной воды одним из сле­дующих методов:

1) капилляриметрическим(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

2) центрифугирования (под действием центробежной силы выталкиваем воду из насыщенного моделью пластовой воды образца)

3) испарения

4) капиллярной вытяжки.

+Коэффициент нефтегазонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления.

 

Необходимо отметить, что наиболее надежным для оценки со­держания остаточной водонасыщенности является прямой метод. Со­поставление результатов оценки остаточной водонасыщенности, полу­ченной прямыми и косвенными методами, показывает, что в ряде слу­чаев значения Ков, определенные этими методами, значительно расходятся.

 

Билет 16

 1. Описание трещин в поле и под микроскопом. Выполнение трещин, его роль в фильтрации флюида.

При изучении в поле отдельных трещин и их систем, измеряется Аз.Пр, обращают внимание на их длину и прерывистость, угол под которым она расположена(горизонтальная наклонная…), частота встречаемости, устанавливают степень раскрытости трещин(узкие - 0,01-0,05 мм макротрещины - > 0,1 мм широкие - 0,05-0,1 мм очень широкие - 0,1-0,5 мм макротрещины - > 0,5 мм.), определяют их ширину и ее изменение по простиранию и с глубиной, фиксируют степень заполненности трещин и состав заполнителя (кальцит,кварц,битум), характер стенок трещин трещины скола(сжатие)присутствуют зеркала скольжения) трещины отрыва(растяжение)

 Кроме того, устанавливают генетические типы трещин, дают оценку степени нарушенности и устойчивости горных пород, а также определяют возможное локальное или региональное влияние их на физико-механические свойства пород.

Микроскоп(тоже самое на микроуровне) длинна, ширина, открытость, чем залечены, отношение к напластованию

 2. Использование каротажа для определения ФЕС пород.

ГИС решаются такие задачи для нужные прямо или косвенно для определения ФЕС свойств породы:

 • расчленение геолого-литологического разреза скважины;

 • выделение пластов различного литологического состава с определением их мощности и глубины залегания;

 • оценка пористости и коллекторских свойств горных пород;

 • выявление трещиноватых и закарстованных интервалов разреза;

 • оценка скоростей фильтрации горных пород;

 • детальное изучение водоносных горизонтов с определением их фильтрационных характеристик;

• прогнозирование геологического разреза в околоскважинном пространстве;

 • проведение корреляции разрезов по скважинам;

 • оценка общей минерализации подземных вод;

• определение температур вечномерзлых грунтов;

• определение геотермического градиента;

 • выявление пластов с различной степенью радиоактивности;

Основными методами можно назвать:

·   Определение текущей нефтегазонасыщенности пород по данным интегрального импульсного нейтронного каротажа;

·   Определение текущей нефтегазонасыщенности пород с помощью комплекса методов, включающего С/О-каротаж;

·   Определение текущей насыщенности терригенных коллекторов со сложным флюидальным составом по данным ядерно-физической спектрометрии.

·   Выделение газонасыщенных пластов и определение ГВК, ГНК

Изучение трещин основано на методах ПС, КС, радиокт. каротаж, по микрозондам, кавернометрии

 

3) с помощью фотокаротожа - в скв. в спец.компоновке спускается мощный источник света и фотографируются стенки скв. и так же как по шлифам высчитывается Ктрещ

 

Билет 17

 1. Различие литологических и тектонических трещин, роль в ФЕС пород

 Литологические факторы в формировании коллекторских свойств горных пород являются определяющими. Образование пустот-ного пространства в коллекторах тесно связано с генезисом самих по-род и происходит на разных этапах литогенеза.

 На стадии диагенеза и эпигенеза образование полезной емкости определяется диагенетическими и эпигенетическими преобразования-ми, происходящими соответственно в осадке и породе и приводящие к образованию постседиментационной, вторичной пористости.

 В процессе диагенеза происходит дегидратация осадка, его уплотнение, перекристаллизация, образование трещин диагенетического происхождения. В результате взаимодействия составных компонентов осадка с иловыми (поровыми) водами и ОВ, находящегося в нем, идут процессы аутигенного минералообразования, проявляющиеся в доло-митизации, кальцитизации, сульфатизации, окремнении, засолонении и т.п.(которые могут привести к трещинообразованию)

 

Тектонические факторы. Таким образом, одним из основных тектонических факторов, влияющих на формирование и сохранность первичной пористости, является направленность и интенсивность колебательных движений. Тектоническая напряженность в породах может приводить к образованию пустот, появляющихся вследствие возникновения тектонической трещиноватости. Как показали многочисленные исследования, величина трещинной пористости обычно оценивается в десятые, сотые доли процента, редко достигает 2%. Но тектоническая трещиноватость может существенно влиять на увеличение емкости породы-коллектора в зонах интенсивной циркуляции растворов (обычно зоны долгоживущих или дизъюнктивных нарушений - разрывы, сопровождающиеся перемещением разорванных частей геологических тел друг относительно друга), где вдоль трещин образуются пустоты выщелачивания, каверны. В этих случаях можно говорить о том, что плотность трещин увеличивает емкость коллектора (до 10% и редко до 30% от общей емкости коллектора). Не менее велико, хотя и локально, влияние на эпигенетические преобразования пород дизьюнктивной тектоники. Образующиеся в результате разномасштабных разрывов повышенно проницаемые приразрывные зоны служат путями фильтрации агрессивных флюидов, способствующих интенсивному протеканию процессов гидрохимического эпигенеза.

 

 

2. Причины образования вторичной пористости.

Вторичная пористость возникает уже на более поздних этапах отвердевания породы, например, и зависит от растворения цемента или самих зерен и перекристаллизации минералов. Существенное влияние в этом случае оказывает фактор выветривания, в результате взаимодействия составных компонентов осадка с поровыми водами(и наличием в них растворенных минералов) и ОВ (гуминовые кислоты), находящегося в нем, идут процессы аутигенного минералообразования, проявляющиеся в доломитизации, кальцитизации, сульфатизации, окремнении, засолонении и т.п. Причиной перекристаллизации является стремление вещества к уменьшению поверхностной энергии, что достигается при возрастании величины зерен. Перекристаллизация минералов сопровождается уменьшением объема породы, ее уплотнением, увеличением устойчивости данной системы в новых термобарических условиях.

 На перекристаллизацию в растворимость карбонатных пород большое влияние оказывают примеси глинистого, кремнистого, органического вещества, которые создают вокруг карбонатных зерен непроницаемую коллоидальную пленку и тем самым не только замедляют процессы растворения и перекристаллизации, но и запечатывают на ранних стадиях литогенеза имеющиеся в породах пустоты и трещины.

 

Билет 18

Билет 19

 1. Свойства флюидоупоров, их изменения.

Флюидоупор – один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе пород флюидоупора является обязательным условиям формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа. Флюидоупор – относительно непроницаемое для флюидов породное тело, экран. Флюидоупоры, перекрывающие залежь нефти, называют покрышками. Наиболее распространенные флюидоупоры – глинистые породы (с глубиной подвержены трещиноватости), глинистые известняки и доломиты. Самые лучшие покрышки – соли – гипсы и ангидриты - (без прослоев терригенных пород). При увеличение глубины и давления не растрескиваются, по мере увеличения глубины возрастает пластичность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

 Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.Криогенные покрышки – обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород. Флюидоупоры различаются по:

 - характеру распространения (региональные, субрегиональные, зональные и локальные),

 - по мощности,

 - литологическому составу,

 - минеральному составу,

 - степени нарушенности сплошности и т.д.

Экранирующие свойства глинистых пород, помимо выдержанности и мощности зависят от:

 - их состава;

 - наличия примесей (песчанистости, алевритистости, ОВ); Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости.

 - текстурных особенностей;

 - вторичных изменений;

 - трещиноватости;

 - мощности и выдержанности.

 

 

2.Внутренняя удельная поверхность пород, её определение.

Удельная поверхность горных пород - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы.

Удельная поверхность пород-коллекторов является важной характеристикой, определяющей проницаемость, адсорбционную способность и содержание остаточной воды в коллекторах. Молекулярно-поверхностные силы оказывают большое влияние на процессы фильтрации и извлечение нефти. Знание удельной поверхности необходимо для установления связей между основными фильтрационно-емкостными параметрами, выяснения воздействия на пласты поверхностно-активных веществ.

Существуют различные методы определения удельной поверхности пород, среди которых можно выделить три, наиболее полно оценивающих пустотное пространство пород: основанный на изучении низкотемпературной адсорбции азота или аргона; фильтрации и ртутной порометрии.

 

Метод низкотемпературной адсорбции азота или аргона позволяет получить лишь оценку суммарной полной удельной поверхности образца. Полученные этим методом значения трудно связать с основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами породы особенно в карбонатах с относительно низкой удельной поверхностью по сравнению с другими литотипами.

Несколько иной подход применен при оценке удельной поверхности фильтрации. Известно, что обязательным условием фильтрации по системе поровых каналов является их связанность. Чем больше длина проводящих элементов, тем меньше может быть их концентрация для выполнения этого условия. Методика учета связанности поровых каналов при обработке порометрических кривых позволяет рассчитать долевое участие пор в процессе фильтрации. Для определения удельной поверхности фильтрации по этой методике использовались значения долевого участия пор в фильтрации.

Метод ртутной порометрии основан на изучении процесса вдавливания ртути в образец путем ступенчатого увеличения внешнего давления. При этом радиус порового канала определяется достигнутым капиллярным давлением. Этот метод позволяет получить оценку не только полной удельной поверхности породы, но и удельной поверхности фильтрации, которая определяется порами, принимающими участие в движении флюида. Расчет удельной поверхности производится по формуле, полученной для модели порового пространства в виде пучка параллельных капиллярных трубок.

Билет 20

 1. Виды флюидоупоров, изменение их свойств в ходе вторичных преобразований

Флюидоупор – один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе пород флюидоупора является обязательным условиям формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа. Флюидоупор – относительно непроницаемое для флюидов породное тело, экран. Флюидоупоры, перекрывающие залежь нефти, называют покрышками. Наиболее распространенные флюидоупоры – глинистые породы (с глубиной подвержены трещиноватости), глинистые известняки и доломиты. Самые лучшие покрышки – соли – гипсы и ангидриты - (без прослоев терригенных пород). При увеличение глубины и давления не растрескиваются, по мере увеличения глубины возрастает пластичность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

 Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.Криогенные покрышки – обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород. Флюидоупоры различаются по:

 - характеру распространения (региональные, субрегиональные, зональные и локальные),

 - по мощности,

 - литологическому составу,

 - минеральному составу,

 - степени нарушенности сплошности и т.д.

Экранирующие свойства глинистых пород, помимо выдержанности и мощности зависят от:

 - их состава;

 - наличия примесей (песчанистости, алевритистости, ОВ); Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости.

 - текстурных особенностей;

 - вторичных изменений;

 - трещиноватости;

 - мощности и выдержанности.

 

2.Капиллярометрия.

 

капилляриметрический(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

Сухую мембрану перед использованием необходимо увлажнить. Для этого на поверхность мембраны налива­ется дистиллированная вода так, чтобы она покрыла ее на макси­мальную глубину. Далее мембрана насыщается раствором, минерализация которо­го соответствует минерализации жидкости в исследуемых образцах. Выбирается Давления вытеснения, не превышающее максимально допустимую для Данной мембранызначение. На основании полученных данных вычисляют коэффициент текущей и остаточной водонасыщенности образцов, рассчитывают параметры пористости и насыщенности.

Билет 21

 1. Определение водонасыщенности и нефтенасыщенности в пласте, их связь с литологией.

Коэффициент нефтегазонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления

Прямым методом определения остаточной нефте-,водонасыщенности является - экстракционно-дистиляционный метод используемый в аппаратах Закса.

Аппарат Закса предназначен для анализа содержания связанной воды и остаточной нефти в кернах. Принцип работы:

Пары воды, отогнанные из образца, поступают вместе с парами растворителя и легких прогонов нефти в холодильник, где конденсируется в ловушке-мернике. Растворитель и легкие погоны возвращаются в испаритель. Содержание воды определяется по отсчету её уровня в ловушке, нефти – по потере в весе образца и учетом плотности нефти и объему воды.

К косвенным методам относятся лабораторные опыты по искусст­венному моделированию содержания остаточной воды одним из сле­дующих методов:

1) капилляриметрическим(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

2) центрифугирования (под действием центробежной силы выталкиваем воду из насыщенного моделью пластовой воды образца)

3) испарения

4) капиллярной вытяжки.

 

2.Изменение величин проницаемости в ходе разработки залежи.

 

В терригенных пластах проницаемость является следствием распределения пор по размеру, которая зависит от степени компановки, уплотнения, фракционного состава и цементирующего осадочного материала. В карбонатных пластах дополнительное влияние на проницаемость оказывают вторичное растворение осадочного материала, его перемещение, перекристаллизация и доломитизация.

В ходе разработки нарушается целостность пласта и изменяются (Р,Т)условия – что приводит к дифференциации УВ(тяжелые УВ могут оседать на стенках пор образуя битумный пленочный цемент)__что снижает Кпр.В терригенных коллекторах в зоне проникновения происходит вымывание тонкодисперсных частиц и забивание ими пор __что снижает Кпр.

Для улучшения Кпр применяются методы основанные на создании агрессивных сред(солянокислотной_для карбонатов, пресной воды_для солей)+искусственные воздействия на пласт(гидроразрыв, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные)

Билет 22

Билет 24

Билет 26

Билет 27

1. Процессы образования и преобразования пустот в кремнистых породах

Возникновение разных типов кремнистых пород из первично органогенных кремнистых осадков связано с постседиментационным перераспределением кремнезема, изменением его минеральной формы и перестройкой структуры осадка, а затем и породы. Скорлупки диатомовых водорослей, радиолярий и других организмов образуют ажурный скелет с большим пустотным пространством. Структурные особенности слабо измененных диатомитов характеризуются следующими параметрами: средний эффективный диаметр биопустот изменяется от 0,8 до 4 мкм, удельная поверхность составляет 12-15 м2/г, общий объем пустот более 0,5 смЗ/г, пористость 30% и выше. В пустотном пространстве содержатся глинистое и органическое вещества: в последнем за счет остатков диатомовых водорослей бывает высокое содержание наиболее легко преобразуемых липидных компонентов. В осадке диатомовые скорлупки растворяются полностью или частично, органогенная структура разрушается. В растворе кремнезема затем образуются агрегаты аморфного высокообводненного геля с высокоэнергетической поверхностью, на которой хорошо сорбируется OB. Это обстоятельство, по-видимому, способствует относительно ранней генерации УВ из благоприятного липидного материала. Процесс нефтеобразования протекает в тесной связи с трансформацией минеральных форм. В дальнейших преобразованиях кремнезема есть несколько переломных точек. Они связаны с уходом воды и раскристаллизацией геля. Сначала уходит свободная, затем рыхло связанная вода. Уход гидроксильных групп с поверхности связан с изменением структуры вещества. Начинается раскристаллизация кремнезема, возникает опал K-T, формируется глобулярная структура с более простым строением пор (см. рис. 44), величина удельной поверхности снижается до 7-10 м3 / г, поры укрупняются до 4-10 мкм. Постепенно окристаллизованность улучшается, возникает агрегатно-сферовая кристалломорфная структура. Формируются опоковидные силициты типа порцелланитов. Пористость может достигать 40-44%. По-видимому, в это время сингенетично образующиеся нефтяные УВ заполняют поровое пространство. Развитие трансформации кремнезема приводит к возникновению кварца и халцедона с неупорядоченной структурой. Дальнейшая перекристаллизация ведет к образованию халцедон-кварцевых пород (кремней), в которых развивается интенсивная микротрещиноватость. Плотность свободных трещин в этих кремнистых породах достигает 2 тыс. на квадратный метр. Трещинная проницаемость составляет 200·10- 1 5 М2 и выше, трещинная пористость - 2,6-3,0%. Нефть находится в порах матрицы и в трещинах. На основе механизма противоточной капиллярной пропитки она может выйти из этой системы пустот. При заполнении их водой кремнистые породы подобно тому, как это отмечалось в случае глин, теряют коллекторские свойства. Такие коллекторы изучены А. И. Юрочко, Р. В. Данченко и др. на примере пиленгской свиты неогена в месторождении Окружном на Сахалине. По-видимому, такими же по типу они являются и в составе формации монтерей в Калифорнии.

Билет 28

Билет 15

 1. Трещинообразование в различных типах пород. Плотность и густота трещин?

Степень трещиноватости пород вместе с другими тектоническими нарушениями характеризует структуру массива горных пород, ее пространственную неоднородность и анизотропность свойств. Она влияет на прочность и устойчивость пород: деформируемость, водопроницаемость, влагоемкость, буримость и другие характеристики

 

Для карбонатов характерна перекристаллизация (которая может вести к трещенообразованию),выщелачивание тоже самое.А для теригенных

существуют параметры хрупкости, по хрупчим породам идут трещины +пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. (По степени пластичности выделяется три группы пород. Кпл=1 - хрупкие - кремнистые Кпл= 1-6 - пластично-хрупкие -большинство осадочных пород Кпл >6 - высокопластичные - глины, аргиллиты)

 

Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. При определении трещинной проницаемости одним из основных параметров является плотность(густота) трещин. На густоту тектонических трещин, помимо механич. Свойств породы, влияют факторы(интенсивность, направленность, длительность тектонических напряжений)

 

 2. Способы определения остаточной водонасыщенности, её связь с видами пористости?

 

Под коэффициентом остаточной водонасыщенности (Ков) пони­мают долю объема остаточной воды (Vb.oct) в объеме порового про­странства (Vn): Ков=Vв.ост/Vп

Распределения остаточной воды в поровом пространстве суще­ственно влияют на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие характеристики пласта: смачиваемость пород жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество неф­ти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пла­стовой энергии, и др. - также зависят от первоначального распреде­ления жидкостей в пласте.

Предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были изначально заполнены и смочены водой, а нефть появилась в пласте в более поздний период. Вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды несмотря на наличие различных мнений, касающихся вида оста­точной воды, находящейся в пористой среде, большинство исследо­вателей приходит к заключению о существовании: 1) капиллярно-связанной воды в узких капиллярных каналах, где ин­тенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбированной воды значитльно отличаются отсвойств свободной воды);                                                           

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхност твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперс­ной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Основным методом оценки остаточной водонасыщенности явля­ется прямое определение количества воды в керне, отобранном из скважин, пробуренных на безводном растворе.

Прямым методом определения остаточной нефте-,водонасыщенности является - экстракционно-дистиляционный метод используемый в аппаратах Закса.

К косвенным методам относятся лабораторные опыты по искусст­венному моделированию содержания остаточной воды одним из сле­дующих методов:

1) капилляриметрическим(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

2) центрифугирования (под действием центробежной силы выталкиваем воду из насыщенного моделью пластовой воды образца)

3) испарения

4) капиллярной вытяжки.

+Коэффициент нефтегазонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления.

 

Необходимо отметить, что наиболее надежным для оценки со­держания остаточной водонасыщенности является прямой метод. Со­поставление результатов оценки остаточной водонасыщенности, полу­ченной прямыми и косвенными методами, показывает, что в ряде слу­чаев значения Ков, определенные этими методами, значительно расходятся.

 

Билет 16

 1. Описание трещин в поле и под микроскопом. Выполнение трещин, его роль в фильтрации флюида.

При изучении в поле отдельных трещин и их систем, измеряется Аз.Пр, обращают внимание на их длину и прерывистость, угол под которым она расположена(горизонтальная наклонная…), частота встречаемости, устанавливают степень раскрытости трещин(узкие - 0,01-0,05 мм макротрещины - > 0,1 мм широкие - 0,05-0,1 мм очень широкие - 0,1-0,5 мм макротрещины - > 0,5 мм.), определяют их ширину и ее изменение по простиранию и с глубиной, фиксируют степень заполненности трещин и состав заполнителя (кальцит,кварц,битум), характер стенок трещин трещины скола(сжатие)присутствуют зеркала скольжения) трещины отрыва(растяжение)

 Кроме того, устанавливают генетические типы трещин, дают оценку степени нарушенности и устойчивости горных пород, а также определяют возможное локальное или региональное влияние их на физико-механические свойства пород.

Микроскоп(тоже самое на микроуровне) длинна, ширина, открытость, чем залечены, отношение к напластованию

 2. Использование каротажа для определения ФЕС пород.

ГИС решаются такие задачи для нужные прямо или косвенно для определения ФЕС свойств породы:

 • расчленение геолого-литологического разреза скважины;

 • выделение пластов различного литологического состава с определением их мощности и глубины залегания;

 • оценка пористости и коллекторских свойств горных пород;

 • выявление трещиноватых и закарстованных интервалов разреза;

 • оценка скоростей фильтрации горных пород;

 • детальное изучение водоносных горизонтов с определением их фильтрационных характеристик;

• прогнозирование геологического разреза в околоскважинном пространстве;

 • проведение корреляции разрезов по скважинам;

 • оценка общей минерализации подземных вод;

• определение температур вечномерзлых грунтов;

• определение геотермического градиента;

 • выявление пластов с различной степенью радиоактивности;

Основными методами можно назвать:

·   Определение текущей нефтегазонасыщенности пород по данным интегрального импульсного нейтронного каротажа;

·   Определение текущей нефтегазонасыщенности пород с помощью комплекса методов, включающего С/О-каротаж;

·   Определение текущей насыщенности терригенных коллекторов со сложным флюидальным составом по данным ядерно-физической спектрометрии.

·   Выделение газонасыщенных пластов и определение ГВК, ГНК

Изучение трещин основано на методах ПС, КС, радиокт. каротаж, по микрозондам, кавернометрии

 

3) с помощью фотокаротожа - в скв. в спец.компоновке спускается мощный источник света и фотографируются стенки скв. и так же как по шлифам высчитывается Ктрещ

 

Билет 17

 1. Различие литологических и тектонических трещин, роль в ФЕС пород

 Литологические факторы в формировании коллекторских свойств горных пород являются определяющими. Образование пустот-ного пространства в коллекторах тесно связано с генезисом самих по-род и происходит на разных этапах литогенеза.

 На стадии диагенеза и эпигенеза образование полезной емкости определяется диагенетическими и эпигенетическими преобразования-ми, происходящими соответственно в осадке и породе и приводящие к образованию постседиментационной, вторичной пористости.

 В процессе диагенеза происходит дегидратация осадка, его уплотнение, перекристаллизация, образование трещин диагенетического происхождения. В результате взаимодействия составных компонентов осадка с иловыми (поровыми) водами и ОВ, находящегося в нем, идут процессы аутигенного минералообразования, проявляющиеся в доло-митизации, кальцитизации, сульфатизации, окремнении, засолонении и т.п.(которые могут привести к трещинообразованию)

 

Тектонические факторы. Таким образом, одним из основных тектонических факторов, влияющих на формирование и сохранность первичной пористости, является направленность и интенсивность колебательных движений. Тектоническая напряженность в породах может приводить к образованию пустот, появляющихся вследствие возникновения тектонической трещиноватости. Как показали многочисленные исследования, величина трещинной пористости обычно оценивается в десятые, сотые доли процента, редко достигает 2%. Но тектоническая трещиноватость может существенно влиять на увеличение емкости породы-коллектора в зонах интенсивной циркуляции растворов (обычно зоны долгоживущих или дизъюнктивных нарушений - разрывы, сопровождающиеся перемещением разорванных частей геологических тел друг относительно друга), где вдоль трещин образуются пустоты выщелачивания, каверны. В этих случаях можно говорить о том, что плотность трещин увеличивает емкость коллектора (до 10% и редко до 30% от общей емкости коллектора). Не менее велико, хотя и локально, влияние на эпигенетические преобразования пород дизьюнктивной тектоники. Образующиеся в результате разномасштабных разрывов повышенно проницаемые приразрывные зоны служат путями фильтрации агрессивных флюидов, способствующих интенсивному протеканию процессов гидрохимического эпигенеза.

 

 

2. Причины образования вторичной пористости.

Вторичная пористость возникает уже на более поздних этапах отвердевания породы, например, и зависит от растворения цемента или самих зерен и перекристаллизации минералов. Существенное влияние в этом случае оказывает фактор выветривания, в результате взаимодействия составных компонентов осадка с поровыми водами(и наличием в них растворенных минералов) и ОВ (гуминовые кислоты), находящегося в нем, идут процессы аутигенного минералообразования, проявляющиеся в доломитизации, кальцитизации, сульфатизации, окремнении, засолонении и т.п. Причиной перекристаллизации является стремление вещества к уменьшению поверхностной энергии, что достигается при возрастании величины зерен. Перекристаллизация минералов сопровождается уменьшением объема породы, ее уплотнением, увеличением устойчивости данной системы в новых термобарических условиях.

 На перекристаллизацию в растворимость карбонатных пород большое влияние оказывают примеси глинистого, кремнистого, органического вещества, которые создают вокруг карбонатных зерен непроницаемую коллоидальную пленку и тем самым не только замедляют процессы растворения и перекристаллизации, но и запечатывают на ранних стадиях литогенеза имеющиеся в породах пустоты и трещины.

 

Билет 18

Понятие о флюидоупорах, как об экранирующих толщах