34. Геолого-промысловые отличия терриген и карб коллекторов.

Терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного типа: каверны, трещины.

1. если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров (залежи пластового типа), то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллектора (залежи массивного, массивно-пластового и пластового типа)

2. в терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллекторах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн. Поэтому при равной величине пустотности терриг. и карб. коллекторов, карбонатные обычно имеют меньшую проницаемость.

3. Микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем у терригенных, лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы.→ коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов.

4.карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам

5.Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени чем терригенные подвержены трещиноватости.

6.В терригенных коллекторах макротрещинноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей.

В карбонатных коллекторах трещинноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллекторах с нефте(газо)насыщенной, но малопроницаемой матрицей.

7. в терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по очистке прискважинной зоны, ухудшение проницаемости в значительной мере остается необратимым.. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, позволяет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг скважины.

35. Нефтегазонасыщенность пород коллекторов, факторы влияющие на нее.

Первоначально- продуктивные пласты наполнены водой. Затем в процессе миграции УВ в следствии их меньшей плотности вытеснили воду и вытеснили воду. Но не вся вода вытеснялась

Кнефтенасыщ=1-Кводонасыщ

Кгазонасыщ=1- Кводонасыщ

Кгазонасыщ+ Кводонасыщ+ Кнефтенасыщ=1

Кнефтенасыщ может занимать 50-97%, Кводонасыщ = 3-50%

Поверхность, почти полностью смачиваемая водой, называется гидрофильной. В других случаях поверхность может и не смачиваться водой- гидрофобная поверхность.

Кводонасыщ≤0.1- гидрофобные поверхности

Кводонасыщ≥0.1-гидрофильные поверхности.

Для гидрофильных пород вытеснение нефти происходит гораздо легче и быстрее, а в гидрофобных- пленка нефти тесно связяна с поверхностью порового пространства и вытеснение нефти происходит более сложным образом- увеличивается потери нефти в пласте.