ПОРИСТОСТЬ, ОБЪЕМНАЯ И МИНЕРАЛОГИЧЕСКАЯ ПЛОТНОСТЬ ПОРОД КАМЫШЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Измерение коэффициентов пористости на образцах керна Камышевского месторождения производилось методом керосинонасыщения и водонасыщения. Результаты измерения двумя методами хорошо сопоставимы [1, c. 56].

Представлены распределения пористости, полученные на керне, отобранном из меловых и юрских отложений. Отмечается закономерное уменьшение коэффициентов пористости с глубиной.

Продуктивные пласты Камышевской толщи близки по фильтрационно-емкостным свойствам. Наименьшими коэффициентами пористости характеризуются пласты  БЯ­₂₃­ и НП_1­, наиболее высокая пористость в пласте НП₄.

Зависимость коэффициента пористости от объёмной плотности водонасыщенного образца К_п(A_об) для нижнемеловых и юрских отложений аппроксимируется  уравнениями:

• нижнемеловые отложения (пласты ТП_1-4, Камышевская толща):

К_п=1.364-0.499*A_об,    КТС=0.59, Пог=0.089;

• пласты Ю_2-6 :          К_п=1.375-0.507*A_об,    КТС=0.38, Пог=0.14;
• пласты Ю₁₁¹ – Ю₁₁³:          К_п=1.375-0.507*A_об,    КТС=0.69, Пог=0.087;

Причиной разброса точек относительно линии регрессии очевидно являются вариации  величины минералогической плотности. Фактические данные хорошо согласуются с теоретическим уравнением: К_п=(A_м-A_об)/(A_м-A_ж) при плотности жидкости A_ж=1 г/см³. Отмечается, что линии регрессии эмпирических уравнений имеют наклон, отличный от теоретической зависимости К_п=f(A_об). Такой характер эмпирических уравнений типичен для месторождений Западной Сибири и объясняется увеличением количества карбонатного цемента в уплотнённых образцах керна. Для практического использования в интервале залегания нижнемеловых и юрских отложений рекомендуются эмпирические зависимость, либо теоретические с параметрами A_м =2.65-2.68 гсм³ (в области коллекторов) [2, c. 72].

Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости коллекторов по керну осуществлялось экспериментально-расчётным методом, который основан на сопоставлении коэффициентов эффективной пористости (К_пэф) с коэффициентами пористости и абсолютной газопроницаемости.

При использовании результатов стандартных исследований образцов керна, отобранного на ПЖ с водной основой, предполагается, что к неколлекторам принадлежат  породы, поры которых заполнены остаточной водой. Такие породы обладают нулевыми  значениями коэффициентов эффективной пористости, определяемой согласно соотношению: К_пэф  = К_п*(1-К_во).

Значения К_пр.гр и К_п.гр, соответствующие Кпэф=0, характеризуют  абсолютные  границы  коллекторов по коэффициентам пористости  и  проницаемости. Фильтрация  флюида в коллекторе становится возможной, если  давление  вытеснения передается по свободному флюиду, т.е. эффективные  поры сообщены между собой. В изучаемых коллекторах движение свободных флюидов происходит в том случае, если эффективная пористость выше некоторой граничной  величины. Речь идет о дополнительном объеме пор, не занятом остаточной водой, но обеспечивающем передачу давления.

Для выделения промышленно продуктивных коллекторов при подсчете запасов и проектировании разработки чаще всего определяют значения Кп.гр и Кпр.гр при величине Кпэф=1–2%.

а) пласты Камышевской толщи                               б) пласты Ю_2-6                               

в) пласты Ю₁₁¹-Ю₁₁³

Рисунок 1. Сопоставление коэффициентов пористости по результатам определения на керне методом керосинонасыщения и водонасыщения, меловые и юрские отложения, Камышевское месторождение

Список литературы:

1. Скородумова В.А., Морозова А.И. и др. Отчёт по теме 43-XI «Подсчёт и пересчёт запасов нефти и газа Приволжского месторождения Саратовской области на 01.02.1980г.». Саратов, 1981г., фонды ОАО «Кашнефтегаз».
2. Смольянинов А.В. Отчёт «Подсчёт и пересчёт запасов нефти и газа Приволжского месторождения Саратовской области на 01.01.1996г.». Саратов, 1998г., фонды ОАО «Кашнефтегаз».