Курсовая работа: Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области
а)хорошо отсортированный высокопористый песчаник, б) плохо отсортированный песчаник,
в) глины, г)трещиноватая карбонатная порода, при Кп =15%, д) Кп =30%,
е) трещиновато-кавернозная карбонатная порода.
По форме первичные полости—поры могут быть ромбоэдральными, у хорошо отсортированных рыхлых и скатанных песков, тетраэдрическими у тех же сильно уплотненных пород, щелевидными у глин, слюд и других минералов с кристаллической решеткой пластинчатой структуры, в виде канальцев расширяющейся или сужающейся формы у плохо отсортированных обломочных образований, пузырчатыми в ненарушенных магматических породах; вторичные полости—трещиновидными у скальных метаморфических и магматических пород, каверновидными у карбонатных разностей и гипсов, каналовидными у лессов, ячеистыми у известковистых и кремнистых туфов, соответствующими форме выщелаченным кристаллам минералов в плотных магматических, метаморфических и осадочных породах. По размерам поры и каверны можно характеризовать эффективным диаметром, а трещины—средней шириной (раскрытием).
Классификация пор по размерам положен принцип рассмотрения взаимодействия с насыщающим флюидом.
Сверхкапиллярные поры имеют диаметр dэф > 10-4 м. Доля воды, связанной капиллярными силами и силами адсорбции с твердой фазой, сравнительно невелика. Поэтому пластовая вода в этих порах может двигаться в основном под действием силы тяжести в соответствии с законами трубной гидромеханики. Характерны для слабосцементированных галечников, гравия, крупно- и среднезернистых песков, обломочных разностей карбонатных пород; в зонах выщелачивания карбонатных пород они могут достигать весьма больших размеров (каверны, карсты).
Капиллярные поры dэф =10-7 – 10-4 м Движение воды под действием силы тяжести затруднено, т.е. вода в этих порах удерживается капиллярными силами. Типичны для сцементированных песчаников, обломочных и кристаллических известняков, доломитов.
Субкапиллярные поры (dэф = 2*10-9 – 10-7 м) велика доля воды, на которую действуют адсорбционные силы со стороны твердой поверхности. Поры в этом случае заполнены рыхло- и прочносвязанной водой, которая практически не способна к перемещению в поле силы тяжести или под влиянием сил поверхностного натяжения. Свойственны глинам, мелкокристаллическим и мелоподобным известнякам, доломитам, трепелам» пепловым туфам и другим тонкозернистым породам. В отсутствие трещиноватости все эти породы не являются коллекторами.
Микропоры (dэф < 2*10-9 м), диаметр которых соизмерим с толщиной слоя прочносвязанной воды, пластовая вода при температурах менее 70 °С практически неподвижна. Микропоры установлены у некоторых природных цеолитов.
Трещиноватость наиболее характерна для плотных, низко-пористых горных пород. Происхождение трещин чаще всего тектоническое, хотя в природе можно встретить трещины диагенеза (доломитизация карбонатов), трещины уплотнения и трещины автогидроразрыва в зонах образования аномально высоких пластовых давлений.
По характеру взаимной связи между порами и движению флюидов в породе различают общую, открытую, эффективную и динамическую пористости.
Коэффициентом общей пористости Кп оценивается объем всех полостей, как сообщающихся между собой (или открытых), так и не сообщающихся (закрытых).
Кп = (V-Vтв ) / V или Кп = (Vп мз + Vт + Vкав ) / V = Кп мз + Кт + Ккав .
Коэффициентом открытой пористости Кп о оценивается объем пор, сообщающихся между собой в породе и с окружающей средой. Для низкоглинистых высокопористых и рыхлых пород общая и открытая пористости отличаются незначительно. Для пород с большим содержанием субкапиллярных пор (например, глины) различие может быть весьма существенным.
Коэффициент эффективной пористости Кп эф характеризует долю порового пространства, которое может быть заполнено углеводородами. Представляет собой объем открытых пор за исключением объема, заполненного физически связанной и капиллярно - удержанной пластовой водой:
Кп эф =(Vп о -Vв св ) / V=Кп о *(1- Кв св ).
Следует также отметить, что не весь объем нефти или газа, заполняющих полезную емкость горных пород, можно привести в движение при разработке месторождений. Определенная часть их, находящаяся в мелких и тупиковых порах, при реализуемых градиентах давления вытесняющей жидкости остается в порах без движения. Поэтому при моделировании режима разработки пласта необходимо исходить из критерия коэффициента динамической пористости Кп д, показывающего, в какой части объема породы при заданном градиенте давления может наблюдаться движение УВ.
Кп д =(Vп о -Vв св - Vн о )/ V=Кп о – (1-Кв св - Кн о ).
Определение коэффициента динамической пористости отличается неоднозначностью и трудоемкостью определения, что ограничивает его широкое применение. При каратаже его возможно определить путем наблюдений в скважинах за проникновением радиоактивных изотопов в пласт.
ГЛИНИСТОСТЬ
Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитывают по формуле:
Сгл = (м 0,01 / м скел )*100%
В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл,—объемную Кгл и относительную ηгл глинистость.
В общем случае, коэффициент объемной глинистости:
Кгл = Сгл *(1-Кп ) * σскел / σглин.
Параметр Кгл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построении различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими параметрами, например с удельной радиоактивностью породы.
К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита.
В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов:
а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа;