пласт нефть

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

К параметрам трещиноватости изучаемой карбонатной породы относятся:

объемная плотность трещин T, м-1, или густота трещин Г, м-1,

трещинная пористость mт , %,

трещинная проницаемость K т , 10-3 мкм2.

Они определяются по формулам, предложенным Е. С. Роммом.

92

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Густота трещин Г указывает на количество трещин, пересекающих единицу длины породы, т. е. на расстояние между трещинами.

Объемная плотность, или просто плотность, трещин T по существу дает ту же информацию. Она устанавливается по отношению суммарной длины трещин l, мм, наблюдаемых в шлифе, к площади этого шлифа S, мм2.

Если шлиф ориентирован строго перпендикулярно к наблюдаемым в нем трещинам, объемная плотность T вычисляется по формуле

T = Σ l/S.

(1)

Если же условие перпендикулярности шлифа к трещинам не соблюдено, в приведенную выше формулу вводится поправочный коэффициент, равный 1,57, и таким образом формула (1) приобретает вид

T = 1,57 Σ l /S.

(2)

93

ТрещиннаяСПБГУАП группапористость4736 https://newкарбонатной.guap.ru/i03/contactsпороды mт , %, т. е. отношение объема пустотного пространства всех открытых трещин к объему породы, при использовании площадных измерений в шлифе устанавливается по формуле mт = (bl/S)*100, если ширина трещин b определялась в миллиметрах, длина трещин I и площадь шлифа S измеряются в миллиметрах и квадратных миллиметрах.

Данные многочисленных определений трещинной пористости самых различных карбонатных пород разных регионов показывают, что ее значения в подавляющем большинстве случаев меньше 0,1 % и, как правило, не превышают 1 %.

94

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Трещинная пористость в общей емкости трещиноватой карбонатной породы существенной роли не играет. Общая емкость такой породы определяется ее пористостью, как первичной, так и вторичной, из которых последняя нередко доминирует. Однако в отдельных случаях возможна соизмеримость запасов нефти, содержащейся в трещинах и в поровом пространстве блоков породы.

Основная роль трещин в карбонатном коллекторе заключается в том, что они являются путями фильтрации флюидов, в том числе нефти и газа.

95

СПБГУАПФильтрационныегруппа 4736 https://newсвойства.guap.ru/i03/contactsпород определяются проницаемостью. Значение трещинной проницаемости определяется по формуле

Где b – ширина трещин, мм; l ― длина трещин, мм; S ― площадь шлифа, мм2; A ― коэффициент, зависящий от геометрии систем трещин в породе.

Значения коэффициента А

Геометрия систем трещин	Коэффициент А
Одна система горизонтальных трещин	0,0342
Две взаимно перпендикулярных системы вертикальных	0,0171
трещин
Три взаимно перпендикулярных системы вертикальных	0,0228
трещин
Хаотическое расположение трещин	0,0171
Все трещины перпендикулярны к плоскости шлифа	0,085	96

СПБГУАПКарбонатностьгруппа 4736 https://new.guapгорных.ru/i03/contactsпород

Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита – FeСО3 и других.

97

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом. . Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты под действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + H2O

По объёму выделившегося газа (CO2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3).

98

МЕХАНИЧЕСКИЕСПБГУАП группа 4736 https://newСВОЙСТВА.guap.ru/i03/contactsГОРНЫХ ПОРОД

Наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на процессы, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений:

упругость;

прочность на сжатие и разрыв;

пластичность;

твердость;

абразивность.

99

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Мерами деформируемого состояния являются следующие параметры:

Е –модуль Юнга,

µ - коэффициент Пуассона;

G – модуль сдвига;

К – модуль всестороннего сжатия;

-модуль объёмной упругости.

Для большинства горных пород модуль Юнга изменяется в пределах от 109 до 1011 Па, а коэффициент Пуассона от 0 до 0,5.

100

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Упругие свойства

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте.

Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса

вышележащих пород.	101