Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещиноватость, проницаемость, насыщенность нефтью, водой, газом и др.

В пластовых условиях нефть и газ обычно заполняют пустоты (поры) в горных породах. Породы, содержащие нефть (газ, воду), называются коллекторами.

Основные свойства коллектора: пористость, проницаемость, насыщенность,трещиноватость.

Пористость – это свойства горной породы содержать в себе поры, пустоты. Оценивается коэффициентом пористости.

, где V_п – объем всех пор, V – объем образца.

Единица измерения: в % или доля единиц.

Пористость бывает: открытой (сообщающиеся поры), закрытой (замкнутые поры), эффективной.

Эффективной – отношение объема пор занятых нефтью или газом к объему образца.

Проницаемость – это свойства горных пород пропускать через себя жидкости, газы за счет перепада давления.

Оценивается через коэффициент проницаемости, единица измерения: м² или мкм². Промысловая единица измерения – это Д (Дарси) или мД. Таким образом коэффициент проницаемости характеризует площадь фильтрации.

Трещиноватость – это свойства пород содержатьв себе трещины. Трещиноватость присуще в основном для плотных горных пород, для пород карбонатного типа. Лценивается через коэффициент трещиноватости: это отношение всех пустот трещин к объему образца. Оценивается густотой и длиной трещин и раскрытостью. Изучается в лабораторных условиях с использованием образца породы с применением ультрозвуковых методов и ренгеноскопии.

Насыщенность – это свойство горных пород содержать нефть, газ в пустотном пространстве. Оценивается через коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности, водонасыщенности.

Коэффициент нефтенасыщенности – это объем всех пор образца к объему образца. Сумма всех трех коэффициентов равна 1. Если насыщенность коллектора зависит от двух фаз, то: коэффициент водонасыщенности+коэффициент нефтенасыщенности=1. То есть это говорит о том, что все пустотное пространство, которое мы берем за единицу имеет 100% насыщенность либо газа, воды, нефти, либо многофазной средой. Это позволяет, зная коэффициент водонасыщенности определять коэффициент нефтенасыщенности. Водонасыщенность определяется в лабораторных условиях методом Дина и Старка, центрифугированием.

Кроме того пористость и насыщенность определяют также с помощью ГИС. Эти исследования проводят в открытом стволе с помощью прибора (зонда) спускаемого в скважину. Для оценки пористости используют БК (боковой каротаж), НГК (нейтронно-гамма каротаж), плотностной гамма-гамма каротаж, акустический каротаж по скорости, ядерномагнитный каротаж.

Для оценки насыщенности: нейтроно-гамма каротаж, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым и над тепловымнейтроном, ядерно-магнитный каротаж.

Проницаемость: по данным ГИС оценивать гораздо сложней и единственным методом, который может оценить проницаемость является ядерно-магнитный каротаж. Кроме того проницаемость можно оценить с использованием графиков регриссивных уравнений. Например: керн - ГИС. То есть для этого в лаборатоных условиях по керновым образцам характерным для данного участка залежи определяется и пористость и проницаемость. Кроме того пористость определяется также и по результатам ГИС. Строится график по регрессивному уравнению керн - ГИС зависимость пористости от проницаемости. Тогда в дальнейшем определяя пористость с помощью этого графика, определяют проницаемость.

Кп, % «керн-ГИС»

«керн-керн»

«ГИС-ГИС»

При бурении новых скважин Кп измерить с помощью ГИС и по графику определяем

проницаемость

Кпр, м²

 

На основании ГДИ определяют при неустановившейся фильтрации снимают кривую восстановления давления и уровня. Наиболее информативной является кривая восстановления давления. Для этого работающую скважину останавливают, спускают глубинный манометр и измеряют давление на определенный период времени до полного восстановления. На основе интепритации индикаторной диаграммы определяются коэффициенты фильтрационного сопротивления, коэффициент гидропроводности , k- коэф.проницаемости, h- толщина пласта, μ- динамическая вязкость.

Анизотропия коллекторов характеризует неоднородность коллектора, т.е. различие геологофизических свойств его в горизонтальном и вертикальном направлении по пласту. Оценивается через коэффициент анизотропии – величина выраженная квадратным корнем из частного деления значения проницаемости пласта в горизонтальном направлении на проницаемость его по вертикали.