Билет 6. 2. Виды пористости.

Пористость, или пустотность - такое же неотъемлемое свойство пород, как плотность. Эти два свойства тесно связаны между собой обратным соотношением. Поры составляют часть объема породы. Величина пористости выражается в долях или процентах и характеризует конкретный участок в породе. Различают четыре вида пористости: общая (абсолютная, или полная), открытая (насыщения), эффективная (динамическая) и закрытая. Общая пористость представляет отношение объема всех полостей в породе к общему объему породы. Открытая пористость учитывает объем тех пор, которые сообщаются между собой. Разница между величинами общей и открытой пористости дает величину закрытой пористости, которая представляет объем изолированных замкнутых пустот. Для качества коллекторов закрытые поры почти не имеют значения, однако в них содержатся изначально погребенные в породах вещества (в том числе органические), изучение которые имеет большое значение. В ходе преобразования пород (уплотнение под нагрузкой и пр.) соотношение между общей и открытой пористостью изменяется. При смыкании каналов часть открытых пор превращаются в закрытые, так что пористость насыщения сокращается, а общая пористость относительно возрастает, хотя в абсолютных величинах и она постепенно снижается. Очень важной при разработке месторождений, получении притоков является величина эффективной пористости, под которой понижается объем тех пор, по которым происходит движение флюидов. Эта пористость меньше открытой, так как из последней следует вычесть объем тех застойных участков, где движение не происходит (слепые, тупиковые участки, очень тонкие капилляры и пр.). Такие участки по большей части заняты остаточной водой. Многие вещества и породы, в том числе глины, обладают высокой общей пористостью, но очень малой — эффективной.

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

Группа		Максимальная величина диаметра пор, мкм	Абсолютная приницаемость по газу, мкм2	Давление прорыва через насыщенную керосинос породу, МПа	Экранирующая способность
А		0,01	10-9	12	Весьма высокая
В		0,01	10-8	8	Высокая
С		0,3	10-7	5,5	Средняя
		2	10-6	3	Пониженная
Е	10		10-5	0,5	Низкая

Билет 10. 1. Типы карбонатных пород, их классификации по Фолку, Вишнякову, Швецову, Данему.

По Фолку:

Состав компонентов	Структура		Примеры карбонатных пород
Аллохемогенный	Микрозернистая		Интрамикрит, биомикрит, оомикрит
	Яснозернистая		Интраспарит, биоспарит, ооспарит
Ортохемогенный	Микрозернистая		Микрит
	Яснозенистая		Спарит
Автохтонный		Рифогенная	Биолитит

Данеме:

Мадстоун — глины, полностью из микрита

Вакстоун — с зернами

Пакстоун — зерна и раковины сцементированы (20-30% цемента)

Грейнстоун — практически нет цемента, чистые зерна

Баундстоун — рифовые известняки.

Вишняков: основа классификации — минералогическая.

1. известняки, сложенные кальцитом или арагонитом

2. доломиты, или доломитолиты

3. сидериты, или сидеритолиты

4. магнезиты, или магнезитолиты

5. анкериты, или анкеритолиты

6. родохрозитолиты — из родохрозита

Для Вишнякова — треугольник стр.8 в уч.Фролов-2.

Билет 5. 2. Основные типы пустот в породах.

Поры — песчаники, алевролиты, оолитовые известняки, обломочные известняки, кремнистые

Каверны — карбонаты, изверженные

Трещины — (Трещины - это разрывы сплошности горных пород без смещения).любые породы, кроме солей и пластичных глин

Биопустоты — кремнистые, карбонатные

Размер пор:

>0,5мм — свободное движение флюида под действием гравитационных сил

0,5 — 0,0002мм — капиллярные силы

<0,0002мм — молекулярные силы

Билет 29. 2. Закономерности изменения фазовой проницаемости при разработке залежи.

Способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других называется фазовой (эффективной) проницаемостью для данного флюида. Можно говорить о фазовой проницаемости газа относительно воды и т. п. Данный показатель для отдельных флюидов зависит от их количественного соотношения. Особенно это заметно при разработке месторождения. При откачке и уменьшении количества нефти в пласте ее фазовая проницаемость постепенно падает.

+2 графика.

Билет 23. 1. Процессы, приводящие к образованию вторичной пористости.

Вторичная пористость в обломочных отложениях наиболее часто представлена межзерновой пористостью и пустотами избирательного растворения и выноса материала некоторых компонентов породы, в том числе зерен. Образованию вторичной пористости способствует ряд факторов. Прежде всего это изменение общего характера среды (величина рН и др.), при котором отдельные минералы становятся неустойчивы. Это касается карбонатов и некоторых глинистых минералов. Зоны неустойчивости выделяются на разных глубинах в зависимости

от гидрохимического и теплового режима. При средней напряженности теплового поля кальцит неустойчив на глубине около 3 км, при более интенсивной напряженности - на меньших глубинах. В зависимости oт ситуации в конкретных бассейнах в соответствии с уровнем неустойчивости М. К. Калинко были выделены зоны оптимальных коллекторов.

Карбонаты и другие химически нестойкие минералы и обломки пород активно растворяются водами, обогащенными углекислотой и органическими кислотами. Растворы, содержащие органические кислоты, формируются главным образом при разложении OB и проникают

в толщу пород сверху. Воды же, насыщенные CO2 , могут поступать и из глубоких частей земной коры и способствовать интенсивному формированию вторичной пористости на глубинах в несколько километров. Вторичная пористость возникает в той или иной степени, по-видимому постоянно. Те же дополнительные или обновленные поры, которые мы отличаем в нефтегазоносных коллекторах, образуются, а затем и сохраняются скорее всего лишь на определенных глубинах, чему есть несколько причин. Как уже указывалось выше, трансформация разбухающих глинистых минералов (смектитов) в неразбухающие (главным образом, иллит) является очень важной стороной преобразования осадочных пород. Освобождающаяся при трансформации связанная вода, переходящая в свободное состояние вследствие своей химической чистоты, обладает повышенной растворяющей способностью (агрессивностью) 1( Эта вода обладает, по-видимому, повышенной растворяющей способностью и по отношению к УВ и тем способствует их выносу из глин). Проникая в коллектор, она принимает участие в растворении хемогенного (карбонатного, сульфатного и др.) цемента. Растворение цемента водой, выделившейся из глин, будет продолжаться до тех пор, пока эта вода не достигнет химического равновесия с водой, ранее бывшей в коллекторе. Наиболее массовое превращение глинистых минералов (и выход воды) часто хорошо увязывается по глубине с главной зоной нефтеобразования. Характер переслаивания толщ при. этом также имеет определенное значение. Если глинистые свиты очень мощные (сотни метров, первые километры), то из центральных их частей освободившейся воде уйти сложно, она не будет принимать участие в преобразовании находящихся на далеком расстоянии песчано-алевритовых коллекторов, роль ее будет иной. Другой основной действующий агент - углекислота, кроме верхней биогенной зоны, возникает также в массовом количестве при генерации нефти и в более глубоких горизонтах при термохимических преобразованиях параллельно с образованием метана. Формирование этих газов приводит к аномально высокому поровому давлению и, как следствие, микротрещиноватости, что создает дополнительные возможности перемещения углекислоты в природные резервуары. Повышение давления выше нормального приводит к увеличению растворимости кальцита, в условиях же нормального повышающегося давления кальцит может и не растворяться, так как повышающаяся с глубиной температура сильно понижает растворяющую способность CO2 . При возрастании концентрации углекислоты происходит также растворение полевых шпатов. Приходящие в движение катионы щелочей и щелочноземельных элементов, а также кремнекислота частично выносятся, а частично идут на образование каолинита, иллита и хлорита. Возникновение тех или иных минералов зависит от концентрации CO2 , времени реакции, первичных минералов и начального состава воды. Следует предположить, что степень возрастания вторичной пористости пропорциональна количеству генерированных газов (в т. ч. CO2), а также количеству неустойчивых составляющих частей породы. Вследствие всего этого вторичная пористость наиболее активно может нарастать со времени

начала главной фазы нефтеобразования и формироваться далее уже в глубинной зоне газообразования. Такое благоприятное сочетание во времени приводит к тому, что при условии формирования залежи все пустоты, в т.ч. вторичные, сразу заполняются в ловушке УВ, что гарантирует их сохранность. Углеводороды тормозят все процессы последующей

цементации, сохраняют пористость. Влияние OB (нефти) и продуктов его преобразования в более мелких масштабах видно на водонефтяных контактах, где при взаимодействии нефти и воды идут различные процессы, в том числе образование CO2 чему способствуют обитающие здесь бактерии. Все это приводит к растворению кальцита, других минералов на уровне и несколько выше контакта и к переотложению карбонатов и окисленных остатков нефти ниже его. Залежь как бы запечатывается снизу. При изменении структурного плана

залежь остается в запечатанном объеме и положение ее может не соответствовать новой структурной форме, располагаться на крыле — "висячая залежь" и т. п. Если после структурных преобразований поступление УВ продолжается, то в пределах вновь сформированной залежи можно видеть следы BHK предыдущих этапов. Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (в основном доломитизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды более активно растворяют доломит и т. п. Анализ изменения фильтрационно-емкостных параметров, определяемых в том числе и выщелачиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурно-генетическими типами пород. Хорошим примером в этом отношении является крупный рифовый массив раннепермского и каменноугольного возраста, расположенный в северной бортовой части Прикаспийской впадины.