Большинство промышленных залежей нефти и газа приурочено к породам-коллекторам, способным вмещать флюиды и отдавать их при создании перепадов давлений. Одним из наиболее важных свойств коллекторов является пористость, характеризующая способность пород вмещать флюиды благодаря наличию в них различных пустот (межзерновых пор, трещин, каверн и др.), не заполненных твердым веществом. Пористость отражает емкостные свойства породы и характеризуется коэффициентом kп — отношением объема свободного пространства (пор) Vпор породы к ее объему Vп: kп= Vпор/ Vп
Пористость выражается в процентах. В различных коллекторах она изменяется от долей до 30—35 %.
Другим основным свойством коллектора является проницаемость, характеризующая способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор различные, флюиды при наличии перепада давлений. Увеличение проницаемости пород часто связано с ростом их пористости. Тем не менее даже очень низкопористые породы, например плотные карбонаты, вследствие трещиноватости и кавернозности могут быть высокопроницаемыми, а тонкозернистые, высокопористые породы типа писчего мела — малопроницаемыми.
Для характеристики насыщенности породы обычно используются коэффициенты нефтегазонасыщенности kнг или водонасыщенности kв
Нефтегазонасыщенность — это важный параметр коллектора, определяющий его промышленную ценность. Для подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки месторождения кроме пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности необходимо оценивать эффективную нефтегазо-насыщенную мощность hэф пород, представляющую собой суммарную мощность проницаемых нефтегазонасыщенных прослоев продуктивного горизонта. Кроме того, определяют мощность коллектора hкол, т. е. суммарную мощность проницаемых прослоев. Существенное значение имеет определение литологического состава пород, особенно их глинистости. С ростом глинистости, как правило, наблюдаются ухудшение коллекторских свойств пород и снижение их нефтегазонасыщенности.
При выделении пластов-коллекторов руководствуются следующими прямыми качественными признаками: наличием проникновения фильтрата ПЖ в пласт; характерными показаниями на различных кривых ГИС, присущими пластам-коллекторам.
Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт может быть установлено по следующим показателям:
1) изменение во времени показаний каротажных диаграмм вследствие различия глубины проникновения фильтрата ПЖ в пласт-коллектор
2) наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт, устанавливаемого по данным кривых сопротивления, полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ; БМК, БК; БК, И К)
3) наличие глинистой корки против проницаемого пласта, обнаруживаемой
4) положительное расхождение кривых кажущегося удельного сопротивления, замеренных микрозондами
ВЫДЕЛЕНИЕ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Терригенные коллекторы могут быть представлены межзерновыми, трещинными и трещинно-межзерновыми породами. Основная масса нефтегазовых залежей в терригенном комплексе приурочена к коллекторам с межзерновой пористостью. Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уплотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектонического давления. Указанные факторы снижают и проницаемость горных пород.
Песчаные и алевритовые коллекторы в терригенном разрезе выделяют по ряду прямых качественных признаков и наиболее надежно — по совокупности данных основных комплексов ГИС. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образование глинистой корки, фиксируемой сужением диаметра скважины по кавернограмме, и положительное расхождение кривых микрокаротажа.
Присутствие глинистого материала в горной породе влияет на ее удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свойства.
Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых коллекторов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен чередованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевритовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаметрам скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов аномалии ПС против отдельных прослоев.
При выделении и качественной оценки глинистых коллекторов по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды ΔUпс отклонения кривой ПС использовать коэффициент снижения амплитуды ПС вследствие глинистости пласта:
αпс= ΔU’пс/ ΔUпсоп
где ΔUпсоп — амплитуда отклонений кривой ПС против опорного пласта; ΔU’пс — то же, против изучаемого глинистого пласта, приведенная к пласту большой мощности:
ΔU’пс=ΔUпс/β
Здесь β — поправочный коэффициент за мощность
Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды апс, должен отвечать следующим требованиям: 1) обладать достаточной мощностью и удельным сопротивлением, мало отличающимся от удельного сопротивления изучаемых пластов 2) сохранять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды; минерализация пластовых вод в опорных и изучаемом пластах не должна сильно различаться.
. ВЫДЕЛЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ТИПЫКОЛЛЕКТОРОВ
В зависимости от структуры порового пространства, емкостных и фильтрационных свойств карбонатные коллекторы подразделяют на основные типы: высокопористые (с межзерновой пористостью, или поровые, kп.м. >8%); малопористые (трещинно-каверновые с непроницаемой низкопористой матрицей, kп.м. ≤6) и смешанные (трещинно-каверново-поровые с проницаемой пористой матрицей, kп.м. ≤8°/о). Выделение в разрезе коллекторов отдельных типов по геологическим данным затруднительно. Трещинно-каверновые породы при бурении часто разрушаются и на поверхность не выносятся. Для выделения коллекторов в карбонатном разрезе и распознавания их типов наиболее перспективно применение комплексных геофизических и геологических исследований..