Колектори нафти і газу і принципи їх виділення за даними гдс.
Більшість покладів
нафти і газу зосереджено у породах-колекторах,
які містять флюїди і спроможні віддавати
їх при створенні перепадів тисків.
Найважливішою властивістю колекторів
є пористість, яка характеризує
спроможність порід містити флюїди
завдяки наявності у них різних порожнин
(міжзернових пор, тріщин, каверн тощо
не заповнених твердою речовиною.
Пористість віддзеркалює ємнісні
властивості породи і характеризується
коефіцієнтом пористості
kп –
відношенням об’єму вільного простору
(пор) до загального її об’єму:
;
(6.1.)
Звичайно пористість виражають у відсотках. У різних колекторах вона змінюється від часток до 30-35%.
Не менш важливою властивістю колекторів є проникність, яка характеризує спроможність породи пропускати крізь з’єднані між собою пори різні флюїди при наявності перепаду тиску, kпр. Збільшення проникності часто пов’язано із збільшенням пористості, але навіть дуже щільні породи, наприклад, щільні карбонати можуть бути дуже проникними за рахунок тріщин і каверн, а високопористі породи з тонкими зернами типу крейди – малопроникними.
Нафтогазонасичення – це властивість колектору, який визначає його промислову вартість. Характеризується ця властивість коефіцієнтом нафтогазонасичення kнг – відношенням об’єму пор заповнених нафтою і газом до загального порового простору породи.
Для підрахунків запасів нафти і газу і проектування розробки родовищ необхідно додатково оцінювати ефективну нафтогазонасичену потужність hеф порід, яка представляє собою сумарну потужність проникних нафтогазонасичених прошарків продуктивного горизонту. Крім того визначають потужність колектора hкол.
Суттєве значення має визначення літологічного складу порід, особливо показника їх глинистості. Зі збільшенням глинистості спостерігається погіршення колекторських властивостей пластів і зниження їх нафтогазонасичення.
При виділенні пластів-колекторів враховують такі ознаки, як наявність проникнення фільтрату ПР (промивочної рідини) у пласт, а також характерні показники колекторів на кривих різних ГДС.
Проникнення фільтрату ПР у пласт може бути встановлене за такими ознаками:
- зміна у часі показників каротажних діаграм внаслідок збільшення глибини проникання фільтрату ПР у пласт-колектор (рис.6.1);
- наявність глинистої корки навпроти проникного пласту, визначається кавернометрією (рис.6.2.);
- позитивне розходження кривих позірного опору, виміряного мікрозондами.
Достовірність виділення колекторів залежить від ступеня вивченості геологічного розрізу, рівня теоретичної розробки методики і геолого-геофізичних умов району. На площах з відомим розрізом при визначенні колекторів порівнюють каротажні діаграми з типовим геолого-геофізичним розрізом і діаграмами сусідніх, раніше пробурених свердловин, у яких положення колекторів відоме. Одночасно з виділенням колекторів уточнюють літологію за геолого-геофізичними даними.
Рис. 6.1. Збільшення глибини проникнення фільтрату ПР у піщаний пласт за даними ПО каротажу через: І – 3 доби; ІІ – 16 діб; ІІІ – 21 добу; IV – 75 діб. 1 – глина; 2 – пісковик.
Рис. 6.2. Розділення глин і пісковиків-колекторів за каверно-метрією: 1 – глина, 2 – пісковик; а) – глиниста кірка; б) – каверна