3 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 0,01 мм.

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

4 Водо-нефте-газонасыщенность,гидрофильные и гидрофобные породы. Связанная и свободная вода в широких и узких капиллярах

В.4 До формирования нефтяных и газовых залежей в пластах находится вода. Нефть и газ при миграции вытесняли воду из пласта НО много замещения воды не происходило, часть ее оставалась в порах. Эту воду наз-ют остаточной водой, погребенной, либо реликтовой водой.

Содержание остаточной воды колеблется от 0 до 72 %, в ср. изменяясь от 6-8 % до 24 %. Эта вода находится в пластах в виде пленки на гидрофильной пов-ти пор в виде отдельных капель в виде столбиков в узких порах, где прочно удерживаются кап-ми и адсорбц-ми силами.

Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та:

Коэф-том нефтенасыщенности наз-ся отношение V_н к V_пор или н. в ед V_пор

до 70...90 %

Аналогично определяется коэф-нт водонасыщенности

до 35...95 %

Коэф-нт газонасыщенности – это отношение V_г при пл. усл. к V_пор , или содержание V_г в ед V_пор

до 72 %

Степень смачиваемости породы той или иной жидкостью определяется краевым углом смачивания . Различают три положения на твердой поверхности капель нефти в водной среде и капель воды в нефтяной среде.

• Поверхность гидрофильная

⁰ , вода лучше смачив. поверхность породы, нежели нефть.

• Поверхность гидрофобная, когда вода не смачивает твердую поверхность

Переходная точка соответствующая  =90⁰ называется точкой инверсии (т.е. точкой обращения).

Полное смачивание поверхности каплей воды в нефтяной среде соответствует =0⁰, такие поверхности наз.абсолютно гидрофильными поверхностями.

Полное смачивание поверхности породы каплей нефти в водной среде соответствует  =180⁰ (cos =-1) такие поверхности наз.абсолютно гидрофобными поверхностями.