Роль начальной стадии литогенеза на формирование терригенных коллекторов ???

Наиболее существенно влияющими на коллекторские свойства терригенных пород являются уплотнение, цементация, растворение и разложение минералов, аутигенное минералообразование, в том числе изменения в составе глинистой примеси, перекристаллизация, регенерация, катаклиз и бластез. Все процессы тесно связаны друг с другом. Уплотнение сначала достигается за счет более тесной экономной упак о в к и. На первом этапе происходит гравитационное уплотнение пород при сохранении их первичных структурных и текстурных признаков. При дальнейшем росте нагрузки жесткий скелет испытывает лишь упругие сжатия до определенного предела, после которого он начинает разрушаться, первичная обломочная структура изменяется. В контактных точках, где давление особенно велико, происходит частичное растворение минерального вещества. Количество и тип цемента сильно влияют на емкость терригенных коллекторов. Как уже говорилось, цемент может быть синхроничен обломочным зернам это сингенетичный цементирующий материал. Но цемент может проникнуть в пористую среду и после отложения осадка при его диагенезе и последующем катагенезе. Цемент в обломочных породах представлен следующими минеральными образованиями: 1) глинистыми минералами; 2) железистыми веществами; 3) карбонатами; 4) кремнистыми веществами (в том числе в результате переотложения SiO2 окремнения); 5) сульфатами; 6) фосфатами и др. Развитие процессов цементации при диагенезе и катагенезе прежде всего связано с поступлением в пористые породы все новых порций погребенных вод из глин по мере уплотнения последних. В глине воды очень много особенно вначале, в глинистой суспензии, до 80¾ объема. А в сухих сланцеватых аргиллитах остается 45 %. Этот резерв вод не всегда в должной мере учитывается при расчетах баланса подземных вод и определении их роли в ходе миграции УВ. Отжатая вода из глин со всеми разнообразными растворенными солями почти полностью переходит в выше- и нижележащие пористые породы. Тут надо иметь в виду два фактора: 1) минеральный состав глин, который влияет на отдачу воды (при прочих равных условиях каолинитовые и гидрослюдистые глины отдают воду быстрее, чем монтмориллонитовые); 2) соотношение глин и песков в разрезе. Маломощные песчаные пласты в глинистых толщах полностью зацементированы до степени сливных песчаников, а в средних частях мощных песчаных пачек при малом количестве глин в разрезе остаются свободные поровые пространства.

2. Виды проницаемости и принципы её определения

П р о н и ц а е м о с т ь - это параметр породы-коллектора, характеризующий способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Все породы в той или иной мере проницаемы. Поскольку породы анизотропны, величины различных характеристик, в том числе и проницаемость, неоднозначны по разным направлениям в пределах какого-либо конкретного участка. Проницаемость коллекторов параллельно напластованию выше, чем перпендикулярно к нему. Таким образом, величина проницаемости обладает векторными или тензорными свойствами. Если построить какую-то фигуру в выбранной точке пространства на основе величин проницаемости, она будет иметь сложный характер. Проницаемость зависит от размера поровых каналов и изменяется пропорционально квадрату величины сечения пор. Если размер зерен (и пор) увеличивается на три порядка то при том же способе их укладки проницаемость увеличивается на шесть порядков.

Абсолютная: это прониц пород для газа, при условии заполнения пор породы только этим газом и отсутствия физико-химич взаимод м/ду породой и газом. Для оценки абсол прониц в л/б усл обычно исп-т воздух. Для продукт н и г пластов соблюдения условий оценки абсол прониц невозможно, т к такие пласт в той или иной мере всегда содержат остат воду. Эффективная: или фазовая. Это прониц для газа или жид-ти при условии нахождения в породе остат воды, т е она при наличие в породе неск фаз. Эффективн всегда меньше абс прониц. С увелич содерж в породе остат воды, т е ухудш кол св-в, эта разница увели. При остат водонасыщ пород более 70-80%, т е когда нефть и газ заним 30-20% порового простр-ва, эффект прониц сниж-ся почти до 0. И движение флюидов в такой породе практич отсутствует. Относительная: представл отношение эфф прониц к абсол и выраж безразм величиной меньше 1. Прониц пород зависит от d пород, от степени их извилистости, от степени насыщения пор различными флюидами, от тектонич трещиноватости породы, а так же от физико-хим взаимод флюидов с породой и составом и св-в самих флюидов.

Прониц пород может опред-ть по результатам гидродинамич исследований скважин, а также л/б способами на образцах керна. Гидродинамич исслед скв поз-ет опред-ть эффект прониц интервала разреза, из которого в скважину идет приток того или иного флюида. Абсол прониц этим методами не опред. Лаборат исследов на образцах керна допускают замеры всех видов прониц-ти, причем эти замеры могут произ-ся как в поверхн условиях, так и при моделиров разнообр пластовых усл. Проницаемость определяется на любом приборе, на котором можно обеспечить фильтрацию и замер объема прошедшего через образец флюида при установленных перепадах давления. Результаты измерения при давлениях выше атмосферного (нагнетание сжатого воздуха) и при создании для фильтрации вакуума (откачка) различаются между собой. Во втором случае получаются более высокие значения коэффициента газопроницаемости. Причиной этого является проскальзывание газа, возникающее в тех условиях, когда длина свободного пробега молекул газа становится соизмеримой с размером пор. Это так называемый эффект Клинкенберга. Погрешность определения в вакуумных установках для образцов с низкой проницаемостью достигает 50% и более. Замеры фазовой проницаемости производить сложнее, чем абсолютной, так как одно из подвижных веществ, накапливаясь на выходе, мешает замерять расход другого. Поэтому применяют специальные методики, учитывающие этот граничный эффект. В лабораторных условиях проницаемость

Билет 29
1. Классификация глинистых флюидоупоров по А.А Ханину

ГРУППЫ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД ПО ЭКРАНИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

(по А. А. Ханину, 1969 г.)

 

Группа	Максимальный диаметр пор, мкм	Экранирующая способность покрышки	Абсолютная проницаемость по газу, м2	Давление прорыва газа, МПа
А	≤0,01	Весьма высокая	≤10-21	≥12
В	0,05	Высокая	10-20	8
С	0,30	Средняя	10-19	5,5
D	2	Пониженная	10-18	3,3
Е	10	Низкая	10-17	<0,5

Л окальные флюидоупоры распространены в пределах одного или нескольких близко расположенных местоскоплений и не выходят за пределы зоны нефтегазонакопления. Как пра-вило, их площадь распространения контролируется локальной структурой, они способствуют формированию и сохранению в ее пределах залежей нефти и газа.

Кроме того, Э. А. Бакировым по соотношению флюидоупо-ров с этажами нефтегазоносности были выделены:

межэтажные толщи-покрышки, перекрывающие этаж нефте-газоносности в моноэтажных местоскоплениях или разделяю-щие их в полиэтажных местоскоплениях;

внутриэтажные, разделяющие продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности.

По экранирующей способности (в зависимости от прони-цаемости и давления прорыва газа) А. А. Ханин разделил по-крышки на пять групп (табл. 2)5.

2. Закономерности изменения фазовой проницаемости при разработке залежи.