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.
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.
36. Коэффициент нефтегазоводонасыщенности пород коллекторов, его значение,методы и особенности его определение.
Коэффициент водонасыщенности пород Кв коллектора, содержащего нефть или газ выражается: КВ = 
,
иногда КВ,КГ,КН выражают в процентах от объёма открытого пустотного пространства. Эти коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенас.колл: КН=1-КВ:,для газонас.колл.КГ=1-КВ,для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды ещё и остаточную нефть: Кг+ КН+Кв=1. Однако прямое и косвенное опреденление этих коэффициентов не даёт надёжных результатов. По керну нефтегазоносность не может быть определена потому, что при выбуривании образца часть нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости. Значение коэффициента водонасыщенности устанавливается с удовлетворительной точностью. Поэтому значение нефтегазонасыщенности обычно находят, определив содержание остаточной воды, из соотношений: КН=1-КВ, КГ=1-КВ.По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности опредяляют через величину PH = ρн.п./ρв.п, где ρн.п- удельное электр. Сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом; ρв.п- удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100%-ом заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температ. В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород коллекторов, их ёмкостного объёма и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров значение начальной нфтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50% при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50%.