Determinarea porozității, GIS rezervoare de permeabilitate rocă conform

Jurnalizarea redusă la o măsurătoare într-o gaură de sondă a unei anumite valori (rezistivitate aparentă, potențial electric, etc.), care reflectă proprietățile fizice ale roca intersectată de gaura de sondă (rezistivitatea, capacitatea de formarea spontană a unui câmp electric, un „natural # 947; -. Activitate, etc) ... Conform rezultatelor unei astfel de reniu măsurabile este necesară pentru a determina natura geologică a rocilor intersectate de forajelor și de a stabili prezența mineralelor de-a lungul găurii de sondă. Tranziția de la măsurătorile de logare la o interpretare geologică a datelor de logare apel de date (interpretare).

Interpretarea de înregistrare a datelor condiționat împărțit în două etape. În prima etapă, care poate fi numită interpretare geofizic XYZ, determină proprietățile fizice ale straturilor de curbe de exploatare. Astfel, rezistența la metoda de exploatare electrică a primului pas este de a determina interpretarea rezistivitate formării și a invadat curbele din zona COP. În a doua etapă, numită interpretarea geologică integrată a tuturor datelor disponibile cu privire la proprietățile fizice ale straturilor obținute prin diferite tipuri de exploatare forestieră, iar materialele disponibile geologice definesc caracterul rocilor și să dea un aviz cu privire la prezența mineralelor.

B.2. Porozitatea - este prezența în oraș golurile și porii. În funcție de tipul golurilor lor disting: granular (intergranulară), fracturarea și porozitatea complicat. La originea porii sunt primar și secundar:

· Primar - un por format în timpul formării majorității rocilor. Acestea includ intervalele dintre planurile și straturile de laminare și proplastov, golurile dintre granulele de rocă.

· Secundare - golurile formate în timpul spargerea și zdrobirea rocilor, dizolvare, reducând V roci proces dolomitization datorate, etc.

Caracteristica principală a nisipurilor și gresii.

Secundar de carbonat și puternic zaglinizovannyh rezervor clastic strâns.

Cele mai mari canale de pori sunt împărțite. sverhkapillyarnye> 0,5 mm; 0,5 mm capilar. 0,0002 mm; subkapillyarnye <0,0002 мм.

Sverhkapillyarnye porii: ulei, apă și gaz să circule liber sub acțiunea forțelor capilare. În porii subkapillyarnyh forțele capilare sunt atât de mari încât se produce mișcarea fluidului.

Pentru a evalua GP porozitatea a introdus trei factor-ta:

Societatea Coeficientul Th. Porozitatea este raportul dintre volumul tuturor cavităților din roca volumul eșantionului m = (Vn .. / Vobr.) * 100% (1)

Coeficient de porozitate deschisă nt (efectivă) - raportul dintre volumul total de pori interconectați deschise la volumul total al probei. m0 = (Vp.o. / Vobr.) * 100% (2)

Vp.o. - volumul total de pori interconectați în stâncă, m 3

Datorită faptului că nu toate golurile din colectorul utilizat în ulei și nu toți porii interconectate se deplasează lichid și gaz, a introdus conceptele de rezervor rezervor static și dinamic.

Capacitate utilizabilă static (Ps) caracterizează volumul porilor și golurile care pot fi umplute cu petrol și gaze, și opr Xia Ps = m0 - Ssp ost. Ps - capacitate utilizabilă static, M0- ➢ porozitatea deschisă, Ssp ost - ➢ Apa reziduală,%

Capacitatea Dynamically utilă a colectorului (Vg) caracterizează volumul porilor și golurile care pot fi filtrate de țiței și gaze, în condițiile care predomină în formarea, aceasta depinde de presiunea diferențială, gradientul de presiune, proprietăți, saturarea strat w-tei, și mulți alți factori care sunt asociate cu prezența un mediu poros capilar ținut și volumul straturilor superficiale ale lichidului fix.

Coeficient nt numit porozitate raportul dinamic Xia din volumul total al porilor în care lichid sau gaz sub presiunea diferențială curent (deg. Presiunea) acoperită prin filtrare, volumul total. mg = (Vg / Vobr.) * 100%, mg - cel mai mic coeficient nt

m0 = (fprosv / F) * 100%, m0 - factor nt deschis porozitate fprosv - total lumeni aria secțiunii transversale a eșantionului, F - probă secțiunii suprafață [m 2]

Porozitatea rezervorului variază în limite foarte largi de la o fracțiune% până la 52%. Când este vorba de porozitatea, avem întotdeauna în minte porozitatea deschisă factorul-nt.

Iată câteva tipuri de rase porozitate neftegazosoderzhaschih:

1) neconsolidate gresiile - 52%

2) gresii - 3.5. 29%

3) calcar (carbonat) - 0,6. 33%

5) șisturi - 0.5. 1,4%

B.3. minerale argiloase, formând ciment clastic în gen, în mare măsură, determină filtrarea și proprietățile capacitive ale rocilor. Creșterea cimentul de argilă în roci clastic conduce la deteriorarea proprietăților sale rezervor. La un conținut ridicat de material pe bază de ciment (ciment bazal sau tip porilor), când tot spațiul porilor este umplut cu greutate mineral, rasa Mill vitsya non-rezervor.

La un mic conținut de minerale argiloase (Kon-ceas, sau tipuri de film sgustkovy de ciment), în roci de gene Terre păstrat porțiunea deschisă a porilor unui pro-spațiu. O astfel de rocă nisip-nămol-argilă poate cuprinde acumulări de hidrocarburi industriale și să le dea în timpul dezvoltării. În gresii polymictic și materiale siltstone argila poate fi nu numai în ciment, dar, de asemenea, în roci schelet din cauza kaolinization gidroslyudizatsii și feldspat.

Permeabilitatea numit Xia capacitatea GP trec prin ea însăși tren ti și gazele în prezența presiunii diferențiale sau gradient de presiune. Toate pietre sunt permeabile. Cu toate acestea, multe condiții de formare rocă substanțial impermeabil, de exemplu, argilă, dolomită, șisturi strânse, calcarele.

Cantitativ, permeabilitatea este estimată dintr-o filtrare liniar drept Darcy

Sensul fizic al coeficientului de permeabilitate de acest lucru. el pare să fie pokazvaet suprafața totală a porilor prin care filtrare F = Tay și gaze.

Există următorul coeficient de permeabilitate de tine:

1) Factorul-nt permeabilitatea absolută: k

2) Faza de factor-nt (efectivă) permeabilitate: kN - Ulei, kg - pe kV gaz - apă.

3) Factor-nt permeabilitate relativă: k „n. k „de k'v

Sub permeabilitatea absolută se înțelege GP permeabilitatea care este determinat prin filtrarea unei faze unul nu interacționează cu mediul poros inert. Depinde numai de proprietățile de rocă.

(Fază) permeabilitate efectivă - permeabilitatea acestui GP pentru una dintre faze în porii se deplasează două faze sau sistem multifazic.

permeabilitate relativă nu depinde numai de proprietățile rocii, ci și asupra proprietăților fizico-chimice ale fluidelor percolare, interacțiunea lor cu rasa, rasa saturability fiecare fază. permeabilitate relativă este întotdeauna mai mică decât permeabilitatea absolută.

permeabilitate relativă se numește Xia permeabilitate raport la permeabilitatea absolută.

Permeabilitatea rocă variază 0,001. Cu 3 - 5 mm 2

B.4 Înainte de formarea depozitelor de petrol și gaze în formațiunile este apa. Petrol și migrația de gaz, atunci când deplasarea apei din rezervorul de apă, dar multe de substituție nu a avut loc, o parte din ea rămâne în porii. Aceasta-numita apă dizolvată apă reziduală, îngropate sau apa interstițial.

Pentru o evaluare mai precisă a petrolului și gazelor devine necesară pentru a determina conținutul de apă în formarea neftegazosoderzhaschem. În acest scop, a pus al treilea factor-ta:

Coeficientul se numește ulei de saturație raportul Xia Vr la Vpor sau n. în unități Vpor

saturare cu apă determină în mod similar factor-nt

Rock hidrofilie variind unghiul de contact cu fluidul este determinat de q. Există trei poziții pe suprafața solidă a picăturilor de ulei în mediu apos și picăturile de apă în mediul de ulei.

q<90 0. вода лучше смачив. поверхность породы, нежели нефть.

· Suprafața hidrofob, când apa nu udă suprafața solidă

Punctul de tranziție corespunzătoare q = 90 0 se numește punct de inversare (adică punctul de referință).

umezirea completă a suprafeței unei picături de apă în mediul de ulei corespunde q = 0 0. naz.absolyutno astfel de suprafețe suprafețe hidrofilice.

umezirea completă a suprafeței picăturii de ulei de rocă într-un mediu apos corespunzător q = 0 180 (cosq = -1) naz.absolyutno aceste suprafețe suprafețe hidrofobe.