Відкрити головне меню

Загальний описРедагувати

Критеріями належності порід до колекторів нафти та газу слугують величини проникності та місткості, зумовлені розвитком пористості, тріщинуватості, кавернозності. Величина корисної для нафти й газу ємності колектора залежить від вмісту залишкової водонафтонасиченості. Нижні межі проникності і корисної місткості визначають пром. оцінку пластів, вона залежить від складу флюїду і типу колектора. Частка пор, каверн і тріщин у фільтрації і місткості визначає тип колектора нафти та газу: поровий, тріщинний або змішаний.

Колекторами є породи різного речовинного складу і генезису, зокрема:

За мінеральним складом нафтогазові колектори поділяються на кварцові, кварци-польовошпатові, карбонатні та евапоритові (хемогенні).

Продуктивні пласти-колектори характеризуються великим розмаїттям, що обумовлюється різним мінеральним складом скелета, типом міжзернового цементу, глинистістю, розміром пор і зерен породи та ін.

За типом порового простору виділяються наступні пласти-колектори:

  • міжзернові,
  • міжзерново-тріщінні,
  • тріщинні,
  • тріщинно-кавернові і кавернові.

Найзначніші запаси вуглеводнів зосереджені в каверно-поровому і поровому типах порід.

Основні фізичні характеристики порід-колекторів — густина, пустотність, проникність, характер структури пустотного простору, нафтогазоводонасиченість, поверхневі властивості, тепломісткість, стисливість та інші.

Пористість гірських порід характеризує наявність в них порожнин (пор). Саме завдяки пористості породи можуть вміщувати рідини і гази. Розрізняють загальну, відкриту та закриту пористість. Загальна пористість – сумарний об’єм відкритих та закритих пор мінералу або гірської породи. Відкрита пористість – об’єм пор, які сполучаються з атмосферою (або іншим середовищем в якому знаходиться порода (мінерал). Закрита пористість – об’єм пор, що не сполучаються із зовнішнім середовищем (обчислюється за різницею між загальною та відкритою пористостями).

У нафтогазовій геології виділяють ще й ефективну пористість – об’єм пор, який зайнятий рухомим флюїдом (нафтою, газом) при повному насиченні порового простору цим флюїдом. Вона є меншою за відкриту пористість на об’єм зв’язаних (залишкових) флюїдів.

Спосіб визначення меж поширення колекторів при їх виклинюванніРедагувати

Спосіб проведення нульової ізопахіти колекторів при їх виклинюванні, що передбачає: а) за доброї вивченості покладу — екстраполяцію закономірності зміни товщини колектора на геологічному профілі, побудованому не менше, ніж по трьох свердловинах, на ділянку в напрямі до свердловини, в якій виявлено його відсутність; б) за слабкої вивченості покладу — проведення нульової ізопахіти посередині відстані між двома свердловинами, в одній з яких встановлено наявність колектора, а в іншій — його відсутність.

Спосіб визначення меж поширення колекторів при їх літолого-фаціальному заміщенніРедагувати

Спосіб проведення умовної нульової ізопахіти колекторів при їх літолого-фаціальному заміщенні, який передбачає: а) за доброї вивченості покладу — встановлення кондиційної межі колектора по одному із параметрів, визначення на карті рівних значень відповідного параметра положення ізолінії, що відповідає величині кондиційної межі, і перенесення цієї ізолінії на карту ефективної товщини пласта як нульової ізопахіти; б) за слабкої вивченості покладу — проведення нульової ізопахіти посередині відстані між двома свердловинами, в одній з яких встановлена наявність колектора, а в другій — його відсутність.

ЛітератураРедагувати