/
Автор: Ханин А.А.
Теги: геология нефть полезные ископаемые нефтяная промышленность нефтегазовое производство
Год: 1963
Текст
В КОЛЛЕКТОРАХ
НЕфТИ И ГАЗА
ПРЕДИСЛОВИЕ
Грандиозные задачи, поставленные перед нефтяной и газовой
промышленностью XXII съездом КПСС, требуют широкого развития
работ, связанных с открытием новых нефтяных и газовых месторо-
ждений, выявлением запасов нефти и газа в недрах Советского Союза
и совершенствованием системы разработки.
Одним из важных элементов, позволяющих судить о нефте- п
газонасыщенности горных пород и их отдаче, является остаточная
водонасыщенпость пластовых коллекторов.
Развитие методов, направленных на более полное изучение оста-
точной воды в коллекторах нефти и газа, положите гьно скажется
на подсчете запасов нефти и газа, решении вопросов разработки за-
лежей и формирования месторождений.
Однако в отечественной и зарубежной литературе пет обобщаю-
щих работ, посвященных этому вопросу.
В данной книге впервые сделана попытка систематизировать
материалы исследований остаточной воды, полученные различными
авторами. В ней рассматриваются общетеоретические и методиче-
ские вопросы, связанные как с природой остаточной воды, так и
с ее определением.
Автор приводит результаты изучения остаточной водонасыщен-
ности, накопившиеся у него за последние 15 лет при исследовании
разрезов газоносных отложений месторождений Ставрополья, Крас-
нодарского края, Газли, Приазовья и др.
Изучение остаточной водонасыщенности различных типов и групп
пород-коллекторов позволило выяснить ряд общих и частных корре-
ляционных связей между остаточной водонасыщенностью и литоло-
гией, структурой пород, а также основными коллекторскими пока-
зателями, они пос тужили автору основой для выработки оценочной
классификационной шкалы пород-коллекторов.
В работе приводятся данные об остаточной водонасыщенгосы
ряда месторождений и сравнительные результаты ее определения
различными методами, что весьма важно для практики лаборатор-
ных работ и подсчета запасов.
В ките затронуты главным образом геологические вопросы,
п автор почти не касается нефтеотдачи, которая должна быть объек-
том специального исследования.
Как всякая первая сводная работа она может быть еще недоста-
точно полная, хотя мы и приложили к этому определенные усилия.
Автор будет весьма благодарен читателям за их замечания, кото-
рые можно направить в адрес редакции: Москва, К-12, Третьяков-
ский проезд, д. 1/19, Гостоитехиздат.
Z С <><><><><>^<>^^><><><><><^<^<><><><><><>'^>'
ГЛАВА I
ОСТАТОЧНАЯ ВОДА
В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно на-
ходится остаточная вода, которая не извлекается из пористой среды
при движении в ней нефти и газа. Остаточная вода удерживается
в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными
силами. Формирование нефтяных и газовых залежей происходит пу-
тем вытеснения воды из пористых пород нефтью и газом. При этом
вода частично остается в порах породы, где ее содержание тем больше,
чем меньше диаметр пор.
Содержание остаточной воды, выраженное в процентах от сум-
марной емкости пор, может доходить до 70% и более, составляя
в большинстве коллекторов 20 —30% [17, 20, 30, 37, 42, 681. В лите-
ратуре [6] приводятся данные о наличии линз погребенной воды
в нефтяных залежах, природа которых еще не ясна.
Остаточная вода в нефтяных и газовых коллекторах имеет боль-
шое практическое и теоретическое значение, особенно при решении
вопросов образования нефтяных и газовых залежей. Величину оста-
точной водонасыщенности важно знать для определения коэффи-
циентов газо- и нефтенасыщенности. Качество остаточной воды имеет
важное значение при искусственном заводнении нефтяного пласта
с целью увеличения нефтедобычи. Так, С. Л. Закс [22, 23] указы-
вает на важность обработки нагнетаемой в пласт воды, чтобы при
контакте ее с остаточной водой избежать выпадения в пласте осадка,
способного закупорить поровые каналы.
Решая вопросы, связанные с нефтеотдачей пласта, необходимо
знать количество остаточной воды. Как показали исследования [1,
7, 8, 31, 42, 40, 50 J, нефтеотдача возрастает не только с ростом тем-
пературы и проницаемости пористой среды, но и с увеличением коли-
чества остаточной воды.
Исследования А. М. Кулиева [31, 30] остаточной водопасыщен-
иости в нефтяных пластах показали, что наименьшее ее количество
отмечается прп наличии в пласте щелочной воды и наибольшее —
в присутствии пресной (жесткой) воды. Вытеснение воды произво-
дилось нефтепродуктами.
Д. М. Ториков и II. Л. Мархасми 162] определяли остаточную
водонасыщенность при атмосферном давлении и при давлении, близ-
ком к пластовому. Проведенные опыты показали, что остаточная
водонасыщенность в пластовых условиях меньше, чем в атмосфер-
ных. Разность между количеством остаточной воды, полученной па
одних и тех же образцах в пластовых и атмосферных условиях,
колеблется от 3 до 20"о.
Понятие об остаточной водонасыщеиности
В литературе встречаются выражения «реликтовая вода», «по-
гребенная вода», «физически связанная вода» и «остаточная вода».
Термин «реликтовая вода» ввел А. К. Лейн [89]. Долгое время он
был чисто геологическим и раскрывал происхождение погребенных
вод, оставшихся в неизменном виде в породах пласта, одновременно
с которыми они образовались. В 1909 г. А. К. Лейп [90] предло-
жил классификацию вод. в которой термин «реликтовая вода» от-
носился к погребенным водам, образовавшимся в результате отло-
жений осадков в водных бассейнах, состав воды в которых значи-
тельно отличался от состава современны' морских вод.
1. Метеорнтовая группа:
а) дождевые, вадозиые или иллювиальные воды, падающие на
Землю из атмосферы;
б) погребенные и in реликтовые воды.
2. Магматические воды (образовавшиеся в магме).
Автор термина «реликтовая вода» не свяшвал погребенные воды
с нахождением в пласте нефти пли газа. Он считал, что задержан-
ные в пласте воды могут двигаться и могут быть неподвижными
в зависимости от условий, в которых они находились.
Существование реликтовых, т. е. сохранившихся со времени обра-
зования пласта, вод оспаривается некоторыми исследователями [88.
96, 81]. В дальнейшем, когда ученые [39, 96] обратили внимание
на наличие относительно больших количеств во ды в нефтяных песках,
пз которых получали безводную нефть и газ, воду, остающуюся
в пласте, стали называть пластовой реликтовой водой.
В работах К. Б. Барнса [81] и Р. 10. Шплсупса [97] указы-
вается, что пла$т полностью смачивается реликтовой водой, которая
насыщает мельчайшие поры, а также содержится в виде адсорбиро-
ванной плевки. Шилсупс ]97] указывает, что нефть и газ находятся
в наиболее крупных и связанных между собой порах.
В дальнейшем все бо 1ьше исследователей приходило к выводу,
что термин реликтовая или первоначальная вода не соответствует
ее генезису. Несмотря на некоторую путаницу в терминологии, боль-
шинство исследователей придерживается единого взгляда на физи-
ческое состояние воды в нефтегазовых пластах.
Терминологии посвящена работа Л. К. Кейса 184]. Из нее сле-
дует, что термин реликтовая или первоначальная вода является
неудачным и что нравп тьней воду в нефтяных и газовых пластах
называть вдснпжающеися водонасыщенпостью. Неснпжающаяся во-
ц>насыщенность — это такая насыщенность смачивающей фазой, при
которой последняя теряет подвижность или при которой ее эффектив-
ная проницаемость равняется нулю.
В дальнейшем большинство советских ученых, следуя
С. Л. Заксу [20], воду, оставшуюся в норах пласта при формиро-
вании залежей нефти и газа, стали называть остаточной водой или
остаточной водонасыщенностью.
При водонасыщенности пласта, превышающей содержание оста-
точной воды, пласт содержит и свободную воду. Она принимает
участие в движении пластовой жидкости к забоям эксплуатационных
скважин и может извлекаться на поверхность.
В соответствии с положением свободной пластовой воды по от-
ношению к залежп нефти пли газа ее называют краевой. подошвен-
ной, промежуточной, верхней. Распределение воды в коллектор!
определяется различием .в кривых капиллярного давления для от-
ельных слоев пласта. Макропористые и более проницаемые про-
с гои пород обладают мепыпим давлением вытеснения, и для осущест-
вления равновесия капиллярного давления между различными
фазами требуется меньшая водонасыщениость. Колебания в содержа-
нии остаточной воды определяются величиной внутренней поверх
пости пласта, размерами нор, их количеством, поверхностными свой-
ствами пластовых жидкостей и коллекторов, пх минеральным со-
ставом. Поверхностные свойства определяются поверхностным натя-
жением, межфазным натяжением, капиллярным давлением и сма-
чиваемостью.
Под остаточной ведой понимается суммарная влага: адсорбциои
пая, или физически связанная, начальной капиллярности и углов пор.
Образование адсорбционной пли связанной воды на поверхность
грунтовых частиц обусловливается как химическими, так и физиче
сними силами, которые по своей природе являются электрическими.
Вода углов пор может быть также названа капиллярно разоб-
щенной водой или капиллярно неподвижным состоянием свободней'
грунтовой воды [18].
Н. М. Герсеванов определяет влажность грунта, содержащего
воду углов пор, как состояние защемленной воды в грунте [57 L При
V величенпи влажности пород капиллярные поры нацело заполняются
водой. В этом случае капиллярная вода подразделяется на собст-
венно капиллярную п подвешенную воду в зависимости от того,
соединяется она с уровнем подземных вод или нет. Схема- соотноше-
ния между связанной и капиллярной водой приведена на рис 1.
Содержание остаточной воды в пласте определяется не только струк-
г\ рой пористого пространства породы, но и влиянием емкости по-
глощения пород, что в первую очередь относится к глинистым поро-
дам с большой емкостью поглощения; в этом случае количество
« вязанной воды зависит от физико-химических факторов.
В зависимости от состава поглощенных оснований при одной и
той же структуре пород содержание прочно связанной воды различно
Рис, 1. Схе-
ма распреде-
ления поды
в капилля-
рах почвы
(по Н.Л.Ка-
чинскому).
1 — стенка ка-
пилляра ; S —
ионы; з — мо-
лекулы воды;
4 — свободная
вола.
00 2
Рис. 2. Схе
ма распре-
деления свя-
занной воды
> частицы
моитморил
лоппта.
О О ч
о
]57 ]. Экспериментальные данные подтверждают, что величина гигро-
скопичности и максимальной гигроскопичности грунтов изменяется
в зависимости от состава обменных катионов [57]. Это изменение
в большинстве случаев происходит в последовательности катион4-4-4-
^>катион++^> катион4-. Вода, взаимодействующая с твердой поверх-
ностью породы, называется связанной, потому что ее дипольные
.юлекулы, потеряв под взаимодействием силового поля твердой по-
верхности породы часть степеней свободы движения, ориентируются
и располагаются более стройно и плотно с постоянным переходом
от свободного состояния к связанному по мере приближения к твер-
дой поверхности [4, 54]. Чем больше суммарная поверхность сопри-
косновения породы с водой, тем большего содержания воды следует
ожидать в пласте.
Адсорбированная (прочно связанная) вода неспособна растворять
в себе растворимые вещества (соли, сахар и т. д.). она лишена элек-
тропроводности, имеет плотность выше единицы, не замерзает при
охлаждении до —78° С; ее диэлектрическая постоянная равна 2—
2,2 [4, 54, 57]. Наибольшее содержание влаги, обладающей всеми
этими свойствами, обычно несколько ниже величины максимальной
гигроскопичности. Этому содержанию отвечает представление о мак-
симальной адсорбционной влагоемкости почв [4, 18, 54]. Образо-
вание адсорбированной воды может происходить одновременно на
поверхности минеральных частиц, внутри их кристаллических ре-
шеток и вокруг адсорбционного слоя ионов 157 |.
На рис. 2 представлено образование адсорбированной воды у ча-
стицы монтмориллонита.
Слои воды, находящиеся на разном расстоянии от поверхности
твердых частиц, неравноценны по своему физическому состоянию
и неоднородны по химическому составу. Обычно некоторую часть
воды в подобных системах называют связанной водой, отличая ее
от воды свободной, не подверженной влиянию дисперсной фазы.
В разбавленных системах — суспензиях и коллоидных раство-
рах — связывание жидкости с дисперсными частицами проявляется
в уменьшении скорости оседания этих частиц п в увеличении внут-
реннего трения системы.
В сцементированных и несцементированных горных породах свя-
зывание жидкости с дисперсными частицами сказывается в умень-
шении живого сечения капилляров (пор), что приводит к уменьше-
нию фильтрации флюидов через пористые среды.
Для гидрофильных систем количество связанной воды во много
раз превышает количество твердой фазы. Из присутствующих в оса-
дочных породах дисперсных систем такой высокой способностью
связывать воду обладают минеральные коллоиды: глинистые ми-
нералы, особенно минералы группы монтмориллонита.
Существует ряд методов определения связанной воды: методы
изучения тиксотропных свойств и аномальной (структурной) вяз-
кости в грунтовых суспензиях, методы изучения сорбции воды гор-
ными породами.
9
Вода, связанная с энергетическим эффектом, обнаруживает от-
личия в диэлектрической постоянной, в температуре замерзания,
в упругости пара, в способности проявлять свои свойства как раст-
воритель и как проводник электрического тока.
По данным П. И Андрианова в количество связанной воды,
определяемой различными методами, может частично входить и вода
.мельчайших капилляров [41.
При изучении связанной воды в породах для решения практпче
ских задач важно выяснить ее суммарное количество. Толщина слоя
связанной воды зависит от гидрофильности минерального скелета,
от внешних условий (относительной влажности, давления, темпера-
туры), от условия равновесия между силой, отнимающей воду, и
силой, связывающей воду у твердой поверхности, от присутствия
тех или иных катионов, от степени концентрации электролитов в пла-
стовой воде, а также от размеров частиц породы.
Различными авторами были вычислены давления, под которыми
может находиться связанная вода вблизи адсорбирующей твердой
поверхности. В результате получены разные данные, устанавливаю-
щие величину этого давления от десятков до тысяч атмосфер. Так.
С. И. Долгов |18] выделяет прочно связанную воду или адсорбиро-
ванную воду и рыхло связанную воду. Первая образуется в грунтах
путем прочного связывания (адсорбции) молекул воды поверхностью
грунтовых частиц, вторая — за счет вторичной ориентации диполь-
ных молекул воды поверх прочно связанной адсорбированной воды
и за счет в различной степени отдпссоцппрованных адсорбировании <
ионов. Прочно связанная и рыхло связанная вода представляет со-
бой полимолекулярные пленки, внутри которых давление умень-
шается по мере удаления молекул воды от твердых частиц. Прочно
связанная вода удерживается у поверхности грунтовых частиц с си-
лой 10 000 ат, а по внешней своем границе — с силой 8—10 ат [18].
Верхние слои рыхло связанной воды испытывают весьма небольшое
сорбционное давление (менее 1 ат). Рыхло связанная вода соответ-
ствует категории пленочной воды по А. Ф. Лебедеву [36] и осмоти-
ческой воде по Маттсону [57]. Под пленочной водой А. Ф. Лебедев
понимал воду, удерживаемую в почвах и грунтах молекулярными
силами сцепления.
Влажность почв и грунтов, соответствующая максимальному их
смачиванию (т. е. максимальному содержанию воды, находящемся
под воздействием молекулярных сил сцепления), названа им макси-
мальной молекулярной влагоемкостью. Она равна сумме максималь-
ной гигроскопичности п пленочной влагоемкости грунта. Для опре-
деления максимальной молекулярной влагоемкости грунта А. Ф. Ле-
бедев [36 J разработал три метода: метод центрифугирования, метод
влагоемких сред (пленочного равновесия) и метод высоких колонн.
А. Ф. Лебедев предложил считать за максимальную молекуляр-
ную влагоемкость почв п грунтов то количество влаги, которое не
удаляется из ни1 под депствпем центробежных сил в течение 2 мин
при развитии центрифугой 70 000 g. На основании проведенных
опытов он считал возможным для определения максимальной моле-
кулярной влагоемкости пользоваться также методом влагоемких
сред или пленочного равновесия, который состоит в том, что из грун-
тов, находящихся в состоянии грунтового теста (обильно смоченных
водой), фильтровальной бумагой отсасывают всю свободную воду,
при этом в них остается только связанная, в том числе и пленочная,
вода. Л. Ф. Лебедев применял давления 64 кГ/см2, полагая, что
величина давления, развиваемого прессом, не имеет какого-либо
специфического значения и сжатие на прессе образцов пород и грун-
тов совместно с фильтровальной бумагой необходимо лишь для того,
чтобы создать полный контакт между ними [36J. Таким образом,
по А. Ф. Лебедеву пленочная вода удерживается на своей внешней гра-
нице с силой, примерно равной 60 кГ/см2, в то время как по данным
С. И. Долгова [181 сорбционное давление верхних слоев рыхло
связанной воды менее 1 ат. Кроме того, если А. Ф. Лебедев счи-
тает, что величина давления прп прессовании не имеет большого
значения, то, следовательно, он принимает, что пленочная вода удер-
живается в почвах и грунтах с такой большой силой, па которую уве-
личение давления не может оказать существенного влияния.
Однако по данным Ф. II. Ко 1ясева и Е. М. Сергеева при да-
влениях свыше 60 ат (например, 200—1000 ат) вода все же отжи
мается, при начальной влажности, соответствующей максимальной
молекулярной влагоемкости, отжимается часть рыхло связанной
воды.
В опытах, проведенных С. Л. Заксом и В. Ф. Бурмистровой
123], давления достигали 8500 кПсм2, прп этом отжималась рыхло
связанная вода, содержащая хлор-ионы, причем концентрация их
в порциях отпрессованной воды снижалась по мере повышения да-
в и нпя.
Метод высоких колонн основан на распределении воды в высокой
трубке, заполненной песком, после вытекания из пее воды под влия-
нием силы тяжести.
Ионы, адсорбированные вокруг грунтовых частиц, по Е. М. Сер-
гееву [57] можно рассматривать как раствор определенной концен-
трации со значительно большим осмотическим давлением, чем прп
родные растворы, свободно передвигающиеся в грунте. Чем больше
концентрация адсорбированных ионов вокруг грунтовых частиц,
тем с большей сплои путем осмотического отсасывания отнимаются
молекулы воды от природных растворов. Поэтому вокруг ионов
может образоваться больше воды, чем необходимо для построения
их гидратных оболочек. Вода, образовавшаяся таким путем, наз-
вана Мэттсоном осмотическом водой; по своей природе она должна
рассматриваться как рыхло связанная [57].
Повышение концентрации солей в природном растворе и, сле-
щвательно, увеличение в нем осмотического давления приводят
к уменьшению содержания рыхло связанной воды в породе.
Е. М. Сергеев указывает [57], что возможны случаи, когда рыхло
связанная вода в засоленных грунтах отсутствует и адсорбированная
вода непосредственно сочетается с капиллярной в виде воды углов
пор. В свете этого становится попятно, почему при наличии в по-
роде глинистых минералов и сильно соленой связанной воды флокх
тяция глин может и не наблюдаться. Однако по мере разработки
залежи нефти или газа происходит передвижение контурных вод,
наступающих на залежь, и в случае пресных вод глины разбх хают
и проницаемость породы уменьшается. Такая опасность существует
на газовом месторождении Га зли, где окружающие газовую залежь
пластовые воды пресные.
Кусаков М. М. и Мекеницкая Л. II. [33, 34] указывают, что
в зависимости от состояния связанной воды в пористой среде в про-
цессе образования нефтяной залежи может изменяться молекуляр-
Рпс. 3. Зависимость остаточной насыщенности об-
разцов пористой среды от концентрации водных
растворов >лектролита (NaCl) при вытеснении их
азотом (по М. М. Кусакову и Л. И. Мекеницкой).
1 h 39 мвллпдарси: - h - 430 мччлпдарси; 3
h ' 0 Ми.1Л1.дарсп
пая природа поверхности нефтяного коллектора, в большинстве
случаев гидрофильная. При наличии пленочной влаги, окружающей
зерна породы, поверхность твердой фазы остается гидрофильной.
Если пленка нефти отсутствует и нефть непосредственно контакти-
рует с твердой поверхностью, то под влиянием адсорбции поверх-
постно-актпвных веществ нефти [35] поверхность нефтяного коллек-
тора, по которой происхо (ит движение нефти, становится гидрофоб-
ной. Это имеет большое значение для нефтеотдачи.
Кусаков М. М. и Мекеницкая Л. И. исследовали толщина тон-
ких слоев водных растворов электролитов и пластовых вод на раз-
личных границах раздела в единичных стеклянных п кварцевых ка-
пиллярах с целью изучения условий существования связанной воды
в виде топких смачивающих слоев [33, 34]. Это исследование пока-
зало, что с увеличением концентрации электролитов толщина тон-
ких слоев уменьшается, причем последние при высокой концентра-
цип могут исчезнуть. Свойства тонких слоев были изучены также
на образцах кварцевого песчаника Туймазииского месторождения,
отобранных из пласта Дп.
Изучение влияния концентрации NaCl в водном растворе на
остаточную водонасыщснность различных по проницаемости кернов
показало уменьшение остаточной водонасыщеиности с увеличением
концентрации электролита (рис. 3).
При высоких концентрациях электролита за счет десольвати-
рующего действия ионов [16, 15] тонкие слои прорываются и жид-
кость, оставшаяся в керне, находится в капиллярно удержанном
состоянии — в субкаппл тярных порах, в кольцевых менисках, обра-
зующихся в узких местах контакта зерен, в тупиковых по-
рах. а также в виде отдельных капелек, которые могут остаться
после разрыва пленки. При меньших концентрациях жидкость на-
ходится в пленочном и в капиллярно удержанном состоянии [34].
Жидкость, находящаяся в субкапиллярах, нс вытесняется бла-
годаря тому, что радиус поровых каналов сравним с радиусом дей-
ствия поверхностных сил.
Для кернов пород, характеризующихся разной проницаемостью,
величина концентрации, при которой наступает разрыв пленки воды,
неодинакова. Исследования показали, что состояние связанной воды
в породах-коллекторах нефти определяется физико-химическими
свойствами жидкостей и что в большинстве случаев пленка воды
между нефтью и твердой фазой отсутствует [34].
М. А. Гейман [12] указывает, что вытеснение нефти водой было
бы легкой задачей в случае контакта нефти с гидрофильной поверх-
ностью минералов, когда пленка воды находится между нефтью
и этой поверхностью. В действительности же нефть контактирует
с породой, образуя остаточную нефть и гпдрофобизпруя минераль-
ную среду (9, 32, 34), что затрудняет отдачу нефти пластом.
Состав остаточной воды
Содержание солей в пластовых водах колеблется в пределах
10000—200000 мг!л. Соленость морской воды составляет 35000 мг/л.
По своему составу остаточная вода может сильно отличаться от
контурной воды п от воды, добываемой вместе с нефтью и газом.
Исследование показывает, что остаточная вода значительно солонее,
чем морская (в 3—10 раз). Нормальная морская вода в среднем со-
держит 3,5% NaCl. Повышенную соленость остаточной (погребен-
ной) воды объясняют испарением молекул воды, а также воздейст-
вием геохимического градиента.
В первых исследованиях С. Л. Закс [21, 22] характеризовал
остаточную воду по содержанию в ней хлора. Для этого использо-
вались сухие остатки пород после извлечения из них воды и нефти
в экстракционно-дистилляционных приборах ЛП-4. Из остатков при-
готовлялась водная вытяжка солей, в которой определялось содер-
жание хлора в миллиграммах на 1 л остаточной воды. Среднее
содержание хлора в остаточной воде в девонском песчанике Ярегского
месторождения оказалось в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой
вместе с нефтью, причем между содержанием связанной воды (в про
центах от веса породы) и концентрацией в ней хлора наблюдалась
обратная зависимость.
Изучение продуктивного разреза Кирмакинского месторождения,
произведенное С. Л. Заксом и В. Ф. Бурмистровой (23], показало,
что концентрация хлора в остаточной воде в глинах (7200 мг/л) ниже,
чем в остаточной воде нефтеносных песчаников (9580 мг!л). Содер-
жание хлора с увеличением количества воды снижается. В связи
с этим высказано предположение о частичном испарении воды в про-
цессе формирования нефтяного месторождения, в результате чего
концентрация хлоридов в остаточной воде повышается. Эти же ис-
следователи изучали состав остаточной воды в песках ПК-3 Бузов-
пинского месторождения по водной вытяжке, в которой оказалось
много сульфатов и карбонатов и очень мало хлоридов (меньше, чем
в контурной воде).
Содержание хлора в остаточной воде доломитов Ново-Степанов-
ского месторождения [20] колеблется от 19 до 335 тыс. мг/л. Сред-
нее содержание хлора в пластовой воде этого месторождения соста-
вляет около К'О тыс. мг/л. В дальнейших своих исследованиях для
выделения остаточной воды и изучения ее свойств и состава
С. Л. Закс избрал метод сжатия образцов с уменьшением емкости
пор и выделением из них части воды и нефти (табл. 1).
При давлениях от 860 до 8600 кГ/см2, продолжительности исте-
чения от 0,5 до 90 ч и весе образцов породы, загруженной в патрон,
от 150 до 218 г было отжато от 0,5 до 7,8 мл воды и от 2,7 до 12,0 мл.
нефти, причем из образца глины весом 151 г при давлениях 100—
8165 кПсм? п времени проведения опыта 5,5 ч отжалась всего лишь
одна капля воды 123].
Уменьшение содержания хлора в последних порциях воды, отжа-
той из кернов при больших давлениях, М. М. КусаковиЛ. И. Меке-
ницкая объясняют разрывом топких слоев, вызванным десольвати-
руютцим действием ионов (их адсорбцией на твердой поверхности)
при большом содержании солей в растворе [34].
Содержание хлоридов в остаточной воде алеврито-глинистых ха-
думских газоносных пород в скв. 17 Пелагиадинской площади Став-
рополья было определено Ю. С. Мельниковой [43] методом, осно-
ванным на титровании водного раствора вытяжек солей из экстраги-
рованных кернов раствором азотнокислого серебра. Результаты опре-
деления хлоридов в пересчете на хлористый натрий выражались
в весовых процентах, для чего вес хлоридов относился к суммарному
весу хлоридов и воды, отогнанной из образцов в аппарате
ЛГ1-4.
Проведенное исследование показало, что содержание хлоридов
в остаточной воде хадумских отложений колеблется в довольно широ-
ких пределах — от 1,76 до 2,26%, а с учетом пропластков сухих алев-
ролитов — от 2,8 до 4,6%. Наибольшее содержание хлорпдов в оста-
'Г а б । а ц а I
Результаты исследования вол, отжатьк из опытных образцов
№ образца Месторождение Свита, гори- зонт Порода Порист т:. °„ Насыщен- ность, % от емкости пор Дава пне от прессования, к/’ < ,г- Удельная электропро- водность Содержание СГ .иг т те г/г
нс фт вода
38 Кирмакииское, скв. 7 КС. Песчаник мелкозернистый с глиной и прослоями песка 28,7 10, \ .>1,9 1240 - 3100 0,01680 Ю38 8,27 25,1
50 То же » Песчаник мелкозернистый, слюдистый, глинистый . , 30,8 73,2 21 5 2480 3100 0,01175 6062 —
94т » » Песчаник мелкозернистый, сильно глинистый . 28,6 35,6 12,1 950— 4200 0 01020 1611 9.11 —
9'iji » » То же ....... • 28,6 35 6 12,1 1200 - Г00 0.02230 1.125
105 т » » Песчаник мелкозернист ы й, сильно глинистый, слюди- стый 27,5 32,9 17,3 1250- 2150 0,04710 3333
105п >> » То же . . . 27.5 32.9 47,3 4350 0,04480 1915 7,74 10,2
6 Шубакы, Штоль- ня VII Песчаник средпезпрппстый 15.3 77.9 21,2 3900— '1500 0,01104 966 — *—
точной воде наблюдается в алевритах (2,1—2,5%), наименьшее в гли
пах (1,82—2,10%), среднее положение занимают алевролиты (2,00—
2.24%). Приведенные данные показывают, что наибольшее содержа-
ние хлоридов в остаточной воде наблюдается в газсодержащпх поро-
дах. Это явление, по-видимому, также можно объяснить частичным
испарением воды, находящейся в порах пород, в процессе формиро-
вания газовой залежи. Минерализация остаточной воды оказалась
выше минерализации подошвенной и законтурной (2,13%). В связи
с этим определение остаточной воды по каротажным данным и удель-
ному электрическому сопротивлению подошвенной или краевой
воды приводит к значительному завышению ее содержания в про-
дуктивных пластах, и в разрезе хадумских газоносных отложений
скв, 17 оно составляет 20—40% [431. Содержание остаточной воды
в газоносных породах, представляющих частое переслаивание пес-
чаных отложений с глинистыми, наиболее точно может быть опре-
делено по электрокаротажу и минерализации остаточной воды. Од-
нако для этого необходимо иметь керн с пластовой водонасы-
шенностью.
По данным Ю. С. Мельниковой, изучавшей нефтяные девонские
песчаники в разрезе скв. 1529 Тупмазинского месторождения, про-
буренной на безводной нефти, содержание хлоридов в остаточной
(погребенной) воде колеблется от 12,5 до 26,2%, составляя в сред-
нем 18,5%. В 1956 г. Ю. С. Мельникова и другие изучали концен-
трацию хлоридов в воде по данным анализа более 400 образцов керна,
отобранных из скважин различных месторождений» Башкирии, кото-
рые были пробурены на водном глинистом растворе. В результате
оказалось, что в алевролитах с низкими значениями пористости
(от 5 до 10%) и проницаемости (меньше 1 мпллидарси) при водо-
содержании до 90% концентрация хлоридов составляла 14—18,6%
(в пересчете на хлористый натрий). Однако содержание хлоридов
в законтурных водах нефтяных пластов Д и Д равно 22—24%
[29].
Выяснилось, что в Туймазах концентрация хлоридов в остаточ-
ной (погребенной) воде ниже, чем в законтурной, тогда как в боль-
шинстве случаев соотношение обратное Этот факт, по-видимому,
можно объяснить особенностями осадкообразования отложений,
слагающих пласты Д и Д в условиях дельты с пониженной соле-
ностью вод. Изучение поровых вод морских осадков проводилось
Н. В. Тагеевой и М. М. Тихомировой [60] с целью выяснения
процессов диагенеза, а также особенностей первых этапов формиро-
вания подземных вод.
Поровые растворы из осадков и пород отпрессовывались в спе-
циальной пресс-форме, наибольшее давление па грунт было равно
249 кГ!см2, что далеко не достаточно для отжатия связанной воды.
Таким образом, рассмотрение геохимии поровых вод сводилось к изу-
чению свободной воды, отпрессованной из осадков и пород.
При этом принималось, что количество связанной воды находится
между значениями одинарной и двойной макси альной гигроско-
•16
пичности. Среднее значение коэффициента связанной воды в совре-
менных осадках составляет около 0,3.
В результате проведенного исследования [60] было установлено,
что ранний диагенез характеризуется миграцией всех компонентов
раствора через глинистое вещество; прп этом химический состав
оставшегося раствора не испытывает больших изменений. Поздний
диагенез, по-видимому, характеризуется миграцией только части
компонентов порового раствора через глинистое вещество осадка,
вследствие этого повышается концентрация и изменяется химический
состав оставшегося порового раствора.
Поровое пространство и остаточная вода
Остаточная вода занимает часть порового пространства, которое
характеризуется тем или иным распределением диаметров пор. Отно-
шение объема порового пространства к объему всего образца гор-
ной породы называется пористостью.
Основными показателями коллекторских свойств нефтяной
породы являются пористость и пронпцаемость. Величины их зависят
от абсолютного размера и формы зерен породы, от степени сортиро-
ванности пластического материала, от уплотнения во время про-
цессов седиментации, степени цементации осадка, формы и распре-
деления пор.
Все эти отдельные литологические элементы, характеризующие
цитологический фактор в целом, находят свое отражение в резуль-
тирующих константах, которыми являются пористость и проницае-
мость. С ними тесно связано наличие запасов нефти, газа и подзем-
ных вод в недрах земли. Проницаемость есть свойство породы, кото-
рое обусловливает прохождение флюидов через связанные между собой
поры. Существует пористость следующих видов.
1. Общая (полная, абсолютная или физическая) пористость —
объем всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины, свя-
занные и не связанные между собой.. Лабораторные определения
общей пористости производятся по отношению объемного веса
образца породы к удельному весу раздробленной породы. Нейтрон-
ный каротаж по своей физической сущности также характеризует
значение общей пористости породы.
2. Открытая пористость — объем только сообщающихся между
собой пор. Открытая пористость меньше общей пористости на объем
изолированных пор.
Открытая пористость определяется лабораторным путем по ме-
тоду керосинонасыщения или газовым порозиметром и другими
аналогичными способами на высушенных образцах керна. Парал-
лельно с лабораторными могут применяться также геофизические
методы определения открытой пористости.
В песках общая пористость близка к открытой пористости. В пес-
чаниках и алевролитах в результате цементации каналсв некоторые
поры оказываются изолированными. Особенно много замкнутых пор
2 Заказ 1131.
17
в известняках, опоках и туфовидных породах, поэтому в них разли-
чие между общей и свободной пористостью может быть весьма велико.
Работы, проведенные во ВНИИГАЗ, показали, что если коллек-
тором газа служат алевролиты или песчано-алевролитовые породы,
то открытую пористость их необходимо определять методом газона-
сыщения, применяя газовый порозиметр [10, 13]. Открытая пори-
стость этих типов пород, определенная с помощью газового поро-
зиметра, выше, чем при методе керосинонасыщения. В том случае,
когда коллектором газа являются песчаные породы, открытая пори-
стость их может определяться любым из приведенных двух методов.
Пористость слабо сцементированных песчаных и алевролитовых
пород, рассыпающихся при насыщении их керосином, а также сильно
сцементированных пород с малой пористостью необходимо измерять
на газовом порозиметре, так как определение обоих названных ти-
пов пород керосинонасыщением приводит к большим ошибкам.
В последнее время за рубежом для определения открытой пори-
стости успешно применяется метод, основанный на нагнетании ртути
под высоким давлением в образцы пород, из которых был предва-
рительно выкачан воздух. Зная количество ртути, потребовавшееся
-для заполнения пор, и определив общий объем образца другими
способами, можно рассчитать пористость.
3. Эффективная (полезная) пористость нефтеносных и газонос-
ных пород — объем нефтенасыщенной или газонасыщенной части
свободного сообщающегося порового пространства породы. Эффек-
тивная пористость представляет собой свободную (открытую) пори-
стость за вычетом остаточной воды, содержащейся в продуктивной
породе.
В понятие эффективной пористости ряд исследователей вклады-
вает различный смысл. Так, Л. С. Лейбензон [38] считает, что
вследствие образования около частиц грунта очень тонких пленок
жидкости, прилипающей к частицам, величина пористости, оче-
видно, изменяется. Получающуюся при этом пористость он называет
эффективной.
К. Г. Оркин и П. К. Кучинский [48], характеризуя эффектив-
ную пористость, считают, что объем пор, через которые происходит
движение жидкости, меньше общего объема пор на величину объема
неподвижной жидкости.
Эффективную пористость К. Г. Онкин и П. К. Кучинский ото-
ждествляют с понятием динамической пористости или динамической
эффективной пористости [47]. По их мнению, эффективная пористость
характеризуется той частью объема пор, которая занята только дви-
жущейся жидкостью при полном насыщении пор этой жидкостью
и установившемся движении. К. Г. Оркин и П. К. Кучинский
указывают, что так как определение этого параметра сложно, уни-
фицированной методики пока не существует.
По мнению Ф. И. Котяхова, под эффективной пористостью неф-
тесодержащих пород понимается наличие в них пор, через которые
возможно движение жидкостей при градиентах давления, соответ-
18
ствующих природным условиям [27]. Определение эффективной пори-
стости Ф. И. Котяхов рекомендует проводить способами, основан-
ными на насыщении образца жидкостью (керосином), по количеству
которой определяется объем эффективных пор.
Таким образом, эффективная пористость, как ее рекомендует
определять Ф. И. Котяхов, ничем не отличается от открытой пори-
стости, устанавливаемой К. Г. Оркиным и П. К. Кучинским [47,
48], а также другими исследователями.
Наряду с полной (абсолютной) п эффективной пористостью
Ф. И. Котяхов [27 ] выделяет также динамическую пористость неф-
тесодержащих пород, которая характеризуется объемом пор породы,
равным объему движущейся в ней жидкости.
Таким образом, динамическая пористость Ф. И. Котяхова [27]
соответствует эффективной или эффективной динамической пористо-
сти К. Г. Оркина и П. К. Кучинского [48].
Эффективной пористостью газоносных пород, по нашему мнению,
следует называть ту часть открытой пористости, которая занята
газом.
Применительно к нефтеносным пластам термин эффективная пори-
стость можно понимать двояко. Под эффективной пористостью неф-
теносных пластов также следует понимать объем пор, занятых неф-
тью, т. е. свободную пористость за вычетом объема связанной воды.
Эффективная пористость в таном понимании определяет общие за-
пасы нефти в породе [69]. Для'решенпя же вопроса об извлекаемых
запасах нефти необходимо знать коэффициент нефтеотдачи, величина
которого зависит от технологии воздействия на пласт. Поэтому не-
правы те инженерные работники, которые не согласны с нашей трак-
товкой понятия эффективной пористости для нефти, исходя из того,
что наравне с подвижной имеется остаточная неподвижная нефть
[49]. Часть этой нефти при соответствующем воздействии на пласт
также может быть извлечена.
Однако в отличие от газов нефть, как и всякая жидкость, обла-
дает поверхностным натяжением и, следовательно, не может сво-
бодно перемещаться по капиллярным и субкапиллярным каналам,
так как удерживается молекулярно-поверхностными силами. По-
этому некоторые исследователи предлагают под эффективной пори-
стостью понимать только тот объем поровых пространств, через
который возможно движение жидкости под воздействием перепада
давлений.
Рассматривая происхождение пористости и проницаемости, Эл-
лисон [86] называет полезным поровым пространством, или эффек-
тивной пористостью, часть порового пространства, представленную
связанными между собой порами и пустотами, по которым могут
передвигаться флюиды.
Всесоюзное совещание по унификации методов и аппаратуры,
применяющихся при изучении коллекторских свойств горных пород,
проходившее в Москве с 18 по 23 июня 1962 г., рекомендовало заме-
нить термин эффективная пористость на статическую полезную
2* 19
емкость коллектора, характеризующую относительный объем пор и
пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Статическая
полезная емкость коллектора, как и эффективная пористость, опре-
деляется по разности между открытой пористостью и объемом, зани-
маемым остаточной водой.
Величина эффективной емкости, характеризующая газо- и нефте-
насыщенность пластового коллектора, в значительной мере зависит
от содержания остаточной воды: с увеличением этого содержания
значение эффективной пористости снижается.
Исследования показывают, что чем меньше в песчано-алеврпто-
вых коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше
содержится в них остаточной воды. Количество остаточной воды
зависит еще от сортпрованности и окатанностп пластического
материала, слагающего породу, а также от крупности пор. Ко-
личество остаточной воды возрастает с повышением плотно-
сти отложений и с увеличением содержания в них тонких
пор.
Распределение воды в коллекторе определяется различием в кри-
вых капиллярного давления для отдельных слоев пласта. Более
макропористые и проницаемые прослои обладают меньшим давле-
нием вытеснения, и, для того чтобы в них наступило равновесие
капиллярного давления между различными фазами флюидов, тре-
буется меньшая водонасыщенность.
О толщине слоя остаточной воды
В литературе опубликован ряд работ о толщине тонких смачи-
вающих слоев жидкости. Однако большинство этих работ посвящено
измерению толщины тонких слоев жидкости на плоской твердой
поверхности.
Толщина слоя связанной воды зависит от гидрофильности ми-
нерального скелета, от внешних условий (относительной влажности,
давления, температуры), от условий равновесия между силой, отни-
мающей воду, и силой, связывающей воду у твердой поверхности,
от присутствия тех или иных катионов, от степени концентрации
электролитов в пластовой воде, а также от размеров частиц породы
[4, 8, 33, 45].
Как указывает М. М. Кусаков [32], прямых измерений толщины
смачивающих пленок воды пли нефти на поверхности частиц породы
до сих пор еще не сделано.
Измерения равновесной толщины смачивающих пленок, выпол-
ненные оптическим методом для воды и водных растворов солей
Б. В. Дерягиным и М. М. Кусаковым, а также измерения различ-
ных индивидуальных углеводородных жидкостей, проведенные
М. М. Кусаковым на различных твердых гладких поверхностях
(кварц, алмаз, стекло и др.), показали, что толщина таких слоев
составляет около 0,1 мк [16, 151. О размерах поровых каналов по-
роды можно получить представление из формулы г = 0,9Vk!m (г —
средний радиус поровых каналов в микронах; к — проницаемость
в миллидарси; т — пористость в процентах).
Г. А. Бабалян 17] применил данную формулу для расчета
толщины пристенных слоев жидкости, причем указал на его услов-
ность.
Толщину условного пленочного слоя воды (допуская существо-
вание сплошной пленки воды на зернах породы) по К. Г. Оркину
[45] можно подсчитать, пользуясь формулой
_ ат
Т — 5-100 ’
где S — удельная поверхность породы в см2/см3; а — остаточная
вода в процентах к объему пор; т — коэффициент пористости в до-
лях единицы; т — толщина условного пленочного слоя воды в см.
На основании данных об остаточной водонасыщенности образ-
цов пород из скважин, пробуренных на нефти, К. Г. Оркин, поль-
зуясь приведенной формулой, установил толщину пленки воды
0,45 мк.
Л. И. Рубинштейн [55] для девонских кварцевых песчаников»
отличающихся хорошей сортированностью обломочного материала
п малым содержанием пелитовых частиц, установил толщину пленки
0,19 мк.
11. А. Мухаринская [44] подсчитала толщину условного пле-
ночного слоя воды для образцов пород подкирмакинской свиты (Ап-
шеронский полуостров) из двух скважин площади Хоросаны, про-
буренных на нефти. Полученные значения условного пленочного слоя
воды колебались в пределах 0,10—0,87 мк, составляя в среднем по
33 образцам 0,454 мк.
Измерению средней толщины жидкой пленки, оставшейся на
внутренней поверхности капиллярной трубки позади отступающего
мениска, посвящена работа С. С. Козловского [25]. По его данным
толщина жидкой пленки на стекле составляла 10—3—10~4 см и за-
висела от скорости продвижения мениска жидкости.
М. М. Кусаков и Л. И. Мекеницкая [34] изучали среднюю
толщину пленки дистиллированной воды в пористой среде различ-
ной проницаемости. Средняя толщина пленки дистиллированной
воды вычислялась по разности между общим количеством остаточ-
ной жидкости и количеством капиллярно удержанной жидкости и по
величине удельной поверхности образцов. Она оказалась равной
10~5 см.
ГЛАВА II
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ОСТАТОЧНОЙ ВОДЫ
Промышленные запасы нефти и газа обнаруживаются за редким
исключением в порах осадочных пород, смоченных водой.
Установление остаточной воды имеет большое значение не только
для подсчета реальных запасов нефти и газа, но и для технологии
нефтедобычи. Так же как определение пористости и проницаемости,
определение остаточной водонасыщенности пород продуктивных
пластов является одним из основных при анализе кернов.
Выявление реальной величины остаточной водонасыщенности
прямыми методами сложно, так как обычно скважины бурят на вод-
ном глинистом растворе. В этих условиях при подъеме керна по
стволу скважины фильтрат глинистого раствора попадает в керн
и искажает данные о пластовой водонасыщенности.
Получению точных данных о водо- и нефтенасыщенности мешает
загрязнение кернов промывочным раствором, особенно если про-
мывочная жидкость имеет водную основу. Большинство пород-коллек-
торов гидрофильны, и содержащаяся в них вода разбавляется или
частично вымывается промывочным раствором [11, 29, 40].
Для того чтобы выяснить степень замещения и вымывания свя-
занной воды и нефти из кернов, при колонковом бурении применя-
лись индикаторы: ацетон, мышьяк, пропанол, глюкоза, декстроза,
обработанная октаиолом для предотвращения брожения, и др. Од-
нако таким путем не смогли полностью решить этот вопрос и только
отмечали загрязнение кернов фильтратом бурового раствора, которое
особенно увеличивалось в спльно проницаемых кернах.
Если при бурении скважин применяют буровой безводный рас-
твор, имеется возможность отобрать образцы керна пород с пласто-
вой влажностью и определить остаточную водонасыщенность пря-
мыми методами.
Шильзпус [97] предложил применять при бурении промывочные
жидкости на нефтяпой основе, считая, что они не влияют па содер-
жание связанной воды в породе. Исключение составляют только
весьма проницаемые коллекторы, из которых вытесняется часть
воды вследствие инфильтрации нефти из раствора.
Предполагая, что в процессе добычи нефти связанная вода
остается неподвижной, Рассел (1940) считает маловероятной возмож-
ность вытеснения нефтью воды, содержащейся в породе, при выбу-
ривании кернов с применением нефти [50].
Бурение скважин на нефти осуществляется еще редко, и поэтому
для определения остаточной водонасыщенности пластовых коллекто-
ров в лабораторной практике применяют косвенные методы.
Прямые методы определения остаточной воды
Определение водо-, нефте- и газонасыщснности пород-коллекторов
по данным анализа кернов заключается в следующем. С помощью
соответствующих приборов определяют содержание воды в образце
и общую потерю веса образца после экстрагирования и высушивания.
Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и га-
зом равна единице, поэтому газонасыщенность вычисляется по раз-
ности.
Количество нефти в образце определяют вычитанием веса из-
влеченной воды из общей потери в весе.
Метод перегонки
Водонасыщенность образца породы определяют дистилляцион-
ными методами Дина и Старка (образец погружен в кипящий рас-
творитель), Закса, Юстера, Рэлла и Талпаферро (образец установлен
над кипящим растворителем). Прп методе Дина и Старка испытуе-
мый образец объемом 50—60 см3 помещают в экстракционный пат-
рон и взвешивают. После этого патрон вставляют в колбу или ре-
торту с растворителем (ксилолом, толуолом). Колбу соединяют с хо-
лодильником для образования конденсата и улавливания его в ло-
вушке, при заполнении которой он перетекает обратно в колбу или
реторту [50]. Однако при ретортном методе происходит крекинг
нефти, сопровождающийся образованием газов и выделением кри-
сталлизационной воды, находящейся в сосуде. Жидкий углеводород
нагревается до кипения; вода, содержащаяся в образце, испаряется
и, конденсируясь в холодильнике, поступает в ловушку. Если объем
в ловушке остается постоянным, то дистилляцию воды считают за-
конченной, записывают ее объем, а патрон вместе с образцом пере-
носят в сокслет для окончательной экстракции нефтп. После высу-
шивания образец взвешивают вместе с патроном. По разности весов
до и после экстракции определяют суммарную насыщенность образца
водой и нефтью. Из полученной суммарной насыщенности путем
вычитания веса отогнанной воды находят вес нефти, а затем деле-
нием этого веса на плотность нефти определяют объем. По этим дан-
ным можно подсчитать водо- и нефтенасыщелность в процентах от
порового пространства.
При методах Юстера (1944), Рэлла и Талпаферро (1947) и Закса
(1947) экстракционный патрон устанавливают над кипящим
растворителем; в этом случае дистилляция и полное экстрагирова-
ние осуществляются в одном аппарате без переноса патрона с об-
разцом в сокслет.
При исследовании крупных образцов керна, содержащих 5—
10 см3 воды, последние методы дают точность определения до 2%.
Метод критической температуры растворения
Тейлор (1938) предложил метод, позволяющий по критической
температуре растворения определять насыщенность образца жидко-
стью [501. Экстракция воды, содержащейся в образце, производится
этиловым или изопропиловым спиртом, после чего измеряется крити-
ческая температура растворения, при которой смесь из равных объе-
мов спиртового раствора (используемого для экстракции) и керосина
становится прозрачной прп нагревании или мутной при охлаждении.
С. Д. Пирсон [50] указывает, что эта температура до некоторой
степени зависит от содержания солей в воде и экстрагированной
нефти, поэтому необходимо калибровать метод для данной пласто-
вой воды и сырой нефти. Экстракция проводится с образцом, измель-
ченным под спиртом, при последующей декантации части спирто-
вого раствора для анализа. Если на каждые 1 или 2 см3 воды, со-
держащейся в исследуемом образце, расходуется около 50 см3 смеси
98% этилового спирта или 96% изопропилового спирта, критиче-
ская температура растворения падает на 25—60° С. В этих условиях
полученная критическая температура растворения изменяется почти
на 20° С на каждый 1 см3 воды, содержащейся в керне. Данный
метод отличается большой точностью даже в применении к малым
образцам керна [50]. Определение насыщенности и пористости од-
ного образца может быть выполнено в течение 1 ч. Для массовых
анализов удобнее дистилляционный метод.
Еефтенасыщенность определяется по разности веса образца до
его экстрагирования спиртом и после высушивания. Вес нефти опре-
деляется как разность веса всей экстрагированной жидкости и веса
воды, определенного по методу критической температуры растворе-
ния. Зная плотность нефти, находят ее объем, после чего вычисляют
неф тена с ыщеннос ть.
Метод титрования
Водонасыщенность можно определить" методом титрования, кото-
рый является ускоренным. Для этого извлекают воду из образца
породы безводным спиртом (метиловым, этиловым или изопропило-
вым), после чего полученный спиртовой раствор титруют. Измель-
чение породы ускоряет извлечение воды и сушку. Вода может быть
отогнана из образцов и другим способом, например нагреванием
их под вакуумом и конденсацией водяных паров в ловушке, охла-
ждаемой сухим льдом. Титрование во всех случаях производят реа-
гентом Фишера (двуокись серы, йод и пиридин, растворенный в без-
водном метиловом спирте), который вследствие своей неустойчивости
должен быть защищен от света и водяных паров. Двуокись серы
в присутствии воды восстанавливает йод; коричневый цвет йода ука-
зывает на окончание реакции, что связано с полным извлечением
воды из керна. Содержание нефти определяют по разности весов
образца до и после экстракции и сушки за вычетом веса воды, уста-
новленного титрованием.
Метод экстракции пентаном
Для ускорения экстракции нефти из образцов пород применяют
пентановую фракцию, свободную от примеси непредельных углево-
дородов. При экстрагировании пентаном в нефти остается мало ра-
створителя, так как пентан легко испаряется. Некоторые исследова-
тели [50] рекомендуют помещать отобранные на скважине образцы
нефтяных пород в закрытые сосуды с растворителем и в таком виде
отправлять их в лабораторию. В растворителе экстракция образцов
начинается еще до поступления их в лабораторию.
В лаборатории образец переносят в бомбу с пентаном, тем самым
процесс экстрагирования ускоряется. Образец выдерживают в бомбе
1,5 ч при температуре +150о С; за это время дарление в бомбе до-
стигает 12 кПсм?. Перед открытием бомбу охлаждают, причем да-
вление в ней становится ниже атмосферного, что предотвращает
потерю жидкости. При экстрагировании под растворителем скапли-
вается связанная вода в виде сферических капелек. По окончании
экстракции эту воду удаляют и ее объем измеряют микропипеткой.
Образец породы, растворитель и нефть помещают в сокслет и про-
должают экстрагирование в течение 1—2 ч. Когда растворитель
в верхней части сокслета перестанет флуоресцировать в ультрафиоле-
товом свете, прекращают экстрагирование. Раствор нефти концен-
трируют затем до объема 25 мл, после чего его переливают через
фильтр в небольшую перегонную колбу с боковым отводом. Колбу
помещают в масляную баню с поддержанием температуры 99° С для
окончательного удаления растворителя. После охлаждения опре-
деляют вес нефти; измеряют ее плотность путем взвешивания 0,2 мл
нефти в специальной пипетке при определенной температуре. По
весу и плотности нефти определяют ее объем [50]. Экстрагированный
образец породы высушивают, взвешивают, определяют его объем
и объем пор. Нефтенасыщенность определяется как отношение объема
нефти к объему пор породы. Водонасыщенность определяется отноше-
нием объема воды, собранной в микропипетке, к объему пор.
Косвенные методы определения остаточной воды
В практике лабораторных работ применяют следующие косвен-
ные методы определения остаточной воды:
1) капиллярного давления;
2) центрифугирования;
3) соотношения эффективной газопроницаемости с водонасыщен-
ностыо;
4) соотношения проницаемости с эффективной пористостью (по
графику для различных по гранулометрическому составу песчано-
алевритовых пород);
5) испарения;
6) хлоридный;
7) электропроводности;
8) капиллярного впитывания.
Метод капиллярного давления
Рис. 4. Схема ка-
пилляриметра.
1 — пробка; 2 — пру-
жина для прижима-
нин образца к фильт-
ру; 3 — образец по-
роды; 4 — фильтр;
5 — воронка; 6 —
бюретка с делениями
0,02 лсл.
Торнтон и Маршалл (1947) предложили вместо прямых измерений
содержания связанной воды использовать кривые капиллярного да-
вления.
Метод основан на отжатии свободной воды силами капиллярного
давления с сохранением в образце остаточной воды [42, 45, 46, 50].
Некоторые исследователи считают, что применение данного метода
позволяет в какой-то мере моделировать условия
вытеснения свободной воды газом или нефтью в
процессе формирования месторождений.
Метод состоит в вытеснении воды из перво-
начально насыщенного ею образца (в отсутствие
других флюидов). Приложение давления к вытес-
няющей фазе (воздух пли светлый нефтепродукт)
приводит к тому, что насыщающая образец вода
удаляется через мембрану, которая проницаема
только для воды (рис. 4). Насыщенность образца
породы жидкостью постепенно уменьшается,
вследствие чего изменяется кривизна поверхно-
стей раздела жидкости с воздухом и, следова-
тельно, изменяются капиллярные давления, ко-
торые согласно определению представляют раз-
ность давлений на границе раздела фаз.
Измеряя насыщенность образца жидкостью и
разность давлений между жидкостью п воздухом,
можно построить кривую зависимости между
водонасыщенностью и давлением, прилагаемым к
вытесняющей фазе.
Предварительно экстрагированный образец породы, обычно имею-
щий форму цилиндрика, взвешивают сухим и насыщенным водой,
после чего его помещают на фильтрующую пластинку (мембрану)
в воронке типа Шотта. Хасслер и Бреннер (1945) впервые применили
мембраны при измерении капиллярного давления. Для создания
давлений в несколько атмосфер изготовляют металлические воронки
и подбирают мембраны с размером пор меньше 2 мк (рис. 4). Ниж-
нюю часть воронки и градуированной трубки заполняют той же водой,
какой насыщают керн. Последний прижимается пружиной и верхней
крышкой к фильтрующей пластинке. При помощи сжатого азота
вытесненная из керна вода проходит через мембрану и поднимает
уровень воды в мерной бюретке с ценой деления 0,02 см3. Вода
вначале вытесняется из более крупных пор, так как величина давле-
ния зависит от радиуса менисков. Прп данном давлении часть воды
из пор вытесняется, после чего устанавливается равновесие в си-
стеме и дренирование воды из породы прекращается. С увеличением
давления отдельными порциями (по 10 мм рт. ст.) увеличивается
количество вытесненной из воронки воды. Однако в области боль-
ших значений капиллярных давлений остаточная водонасыщенность
мало изменяется с изменением давления. Остаточная водонасыщен-
ность, доведенная до постоянного значения, соответствует содержа-
нию связанной воды в данной породе (рис. 5).
Рис. 5. Кривая зависимости водопасыщепности от
капиллярного давления (алеврит газоносного ха-
думского горизонта Ставрополья, образец № 2208).
Из кривых видно, что каждому значению капиллярного давления
(рк) соответствует определенное значение водонасыщенности (w).
По экспериментальным данным строят кривые капиллярного да-
вления системы воздух — вода для отобранных кернов, отмечают
высоту отбора керна над водо-нефтяным контактом и вводят по-
правочный коэффициент для приведения капиллярного давления на
границе раздела воздух — вода к капиллярному давлению на границе
раздела нефть — вода. Введение этого поправочного коэффициента
необходимо из-за различия в поверхностном натяжении па грани-
цах раздела воздух — вода и нефть — вода. Обычно значение его
составляет по Хокотту (1939) около 3/8. Коэффициент равен отноше-
нию поверхностных натяжений воды и нефти на границе с воздухом
в пластовых условиях. При внесении этой поправки условно прини-
мается, что краевые углы смачивания и радиусы кривизны менисков
одинаковы при данной степени насыщения [50]. Капиллярное да-
вление рк зависит от насыщенности на данной высоте h от границы
раздела нефть — вода. Величина рк вычисляется по формуле рк =
= gh Ду, где g — ускорение силы тяжести и Ду — разность плот-
ностей воды и нефти. В практической системе единиц рк — 0,lh Ду,
где рь выражено в кГ'см2, h в м и А у в г'см3 199].
Определение остаточной водонасыщенности методом капилляр-
ного давления требует много времени, для кернов с низкой прони-
цаемостью необходимы также высокие давления, что затрудняет
использование метода. Измерение капиллярных давлений путем на-
гнетания ртути в керны, предложенное Парселлом (1948), позволяет
ускорить определение остаточной водонасыщенности как плотных
слабопроницаемых, так и слабо сцементированных кернов.
Чтобы определить капиллярное давление, соответствующее насы-
щению керна водой, Парселл делал допущение и принимал краевой
угол смачивания равным 0° для воды и 140° для ртути. В таком слу-
чае капиллярные давления для ртути и воды будут относиться при-
близительно как 5:1.
Метод центрифугирования
Одним из методов, позволяющих сравнительно быстро опреде-
лить остаточную водонасыщенность, является метод центрифугиро-
вания. Он основан на отжатии свободной воды из образца породы.
До последнего времени при центрифугировании применялась высо-
кая скорость вращения, поэтому из образцов отжималась часть оста-
точной воды, это приводило к несоответствию данных, полученных
центрифугированием и другими методами. В связи с этим некоторые
технологи [27 ] отрицали возможность применения центрифуги для
определения остаточной воды в образцах керна пород.
Автор совместно с О. Ф. Корчагиным доказал практическую
ценность метода центрифугирования. Он позволяет примерно в 10—
15 раз ускорить измерения по сравнению со стандартным методом
капиллярных давлений.
Метод центрифугирования был впервые применен А. Ф. Лебе-
девым (1912) при изучении видов воды в почвах и грунтах. Позднее
он был использован Хаслером и Бруннером при рассмотрении гра-
витационного дренирования в вертикальной колонке однородного
состава в сопоставлении с отжатием воды из керна при его центри-
фугировании.
Указанный метод был применен для анализа керна нефтяных
пород Слободом (1950), Галлоуэйем (1951), Л. И. Рубинштейном
(1950), И. А. Мухарпнской (1953) и другими исследователями [41.
44, 55, 78, 87, 98, 99].
Некоторые из них приходят к мысли,’что в результате работы
центрифуги внутри образца породы возникают силы, действие кото-
рых на флюиды аналогично действию капиллярных сил в процессе
определения остаточной воды методом капиллярного давления. По-
этому результаты количественного определения остаточной воды,
полученные этими методами, должны быть одни и те же
[98, 99].
28
Исследования Слобода, Чеймберса и Прена [99] показали, что
результаты определения остаточной воды методом центрифугирова-
ния совпадают или близки к данным, полученным с помощью метода
капиллярного давления. Указанные авторы применяли спецпатьную
центрифугу со скоростью вращения до 3800—18000 об!мин\ вытеснен-
ная вода измерялась в пипетке, расположенной в нижнем конце
пробирки. Опыты проводились с кернами длиной примерно 25 мм
и диаметром 19 мм.
Мы использовали отечественную центрифугу типа ЦЭ-3 с пре-
дельным количеством оборотов ротора 6200 в минуту. Другой тип
центрифуги потребовал проведения опытных работ для установления
оптимальных условий, позволяющих получать достоверные искомые
данные. В качестве кернодержателей использовались стандартные
центрифужные стаканчики. На дно центрифужного стаканчика по-
мещали кусочек ваты пли марли для впитывания отжатой воды во
избежание всплескивания ее во время остановки центрифуги. В ста-
канчик опускали полую цилиндрическую подставку высотой от 10
до 25 мм. Затем на алюминиевом решетчатом диске с тонкой ручкой
в стаканчик погружали образец породы цилиндрической формы диа-
метром 16,5—17 мм и длиной до 15 мм. Испытуемый образец породы
предварительно очищали от нефти, высушивали, взвешивали в су-
хом состоянии, затем насыщали под вакуумом водой пластовой мине-
рализации или 5%-ным раствором хлористого натрия, вторично
взвешивали в насыщенном состоянии. Стакан центрифуги закрывали
резиновой пробкой с кольцом во избежание втягивания ее в про-
бирку при вращении центрифуги. Резиновая пробка в середине
имела небольшое выпускное отверстие для снятия давления.
В последнее время О. Ф. Корчагин внес конструктивные измене-
ния в ствол ротора, что позволило расширить диаметр пробирок и
исследовать образцы диаметром 2,5—3 см и длиной 3 см.
При центрифугировании насыщенного водой керна в воздухе
вода вытесняется и замещается воздухом до тех пор, пока не дости-
гается остаточная водонасыщенность.
В центрифуге используют короткие керны, но, несмотря на не-
большую высоту керна h, между фазами развиваются большие пере-
пады давления А р:
bp=(Pi — Pz)gh, (1)
где А р — перепад давления между фазами 1 и 2; pi и р2 — плот-
ности двух флюидов в пористой среде; g — ускорение силы тяжести;
h — высота керна в см.
Значительные перепады давления происходят из-за большого
ускорения при высоких скоростях вращения.
Разность давлений вычисляется по следующей формуле:
Ар = 1,11 10-8 (рг— p2)n2rh, (2)
где pi и р2 — плотности флюидов в пористой среде в г/см3', п — число
оборотов в минуту; г — радиус вращения в см\ h — высота керна
в см.
29
Приведенная формула необходима в случае построения кривых
капиллярного давления.
Для получения кривых капиллярного давления используют про-
межуточные скорости вращения и для каждого равновесного со-
стояния измеряют число оборотов центрифуги и объем вытесненной
воды.
Скорость центрифуги ЦЭ-3 регулируется с помощью трансформа-
тора с переменным коэффициентом трансформации. С этой целью
в верхней части центрифуги устанавливают тахометр и скорость
вращения сопоставляют с напряжениями, получаемыми с помощью
ЛАТРа-1. По окончании центрифугирования образец взвешивается
вновь на аналитических весах, после чего определяется остаточная
водонасыщенность:
а = пгтк1о°’ (3)
"п ув
где а — остаточная вода в процентах от объема пор; Cj — вес су-
хого образца в г; сз — вес образца после центрифугирования в г;
здесь С2 — вес образца,
vn — объем пор в образце (гп = ——
Ув
насыщенного водой, в г); ув— удельный вес воды при данной тем-
пературе.
Работа проводится сразу во всех четырех стаканчиках центри-
фу.ги с обязательным уравновешиванием их по весу.
Если хорошо сцементированные образцы горных пород при цен-
трифугировании сохраняются в структурном состоянии, то слабо
сцементированные разрушаются. Очень слабые рыхлые породы еще
до центрифугирования прп вакуумировании и насыщении их водой
разваливаются и переходят в бесструктурное состояние. В этих слу-
чаях определение остаточной воды можно провести моделированием:
засыпать разрушенную породу (песок) в специальные алюминиевые
стаканчики с решетчатым дном и насытить поровое пространство
водой. Центрифугируя и отжимая из модели гравитационную воду,
можно подсчитать остаточную водонасыщенность по формуле (3).
Однако сопоставление результатов определения остаточной водо-
насыщенности пород, находящихся в структурном и бесструктурном
состояниях (табл. 2), показало, что в первом случае ее содержится
больше, чем во втором. При этом ошибка в определении остаточной
воды, связанная с разрушением породы, колеблется от 16 до 40%.
Для выбора режима вращения центрифуги мы поставили специаль-
ные опыты. Сначала вода отжималась из образцов при максимальном
режиме работы центрифуги (6200 об!мин) до стабилизации несни-
жающейся водонасыщенности, на что затрачивалось 16—20 мин.
Однако полученные при этом величины остаточной водонасыщен-
ности очень часто оказывались меньше величин, полученных мето-
дами капиллярного давления и по соотношению эффективной газо-
проницаемости с водонасыщенностью [19, 46, 74]. Анализ причин
такого несоответствия показал, что применение высоких скоростей
центрифугирования приводит к отжатию рыхло связанной воды и
сохранению в породе только физически связанной воды, тогда как
при формировании месторождений при вытеснении воды газом или
нефтью в поровом пространстве пластового коллектора остаются
вода углов пор, расположенная на контакте минеральных зерен, со-
ставляющих породу, вода, заполняющая тонкие капилляры, и пле-
ночная влага, окружающая
зерен породы. Поэтому, ис-
пользуя центрифугирование
для получения остаточной
водонасыщенности, совер-
шенно необязательно дово-
дить опыт до момента стаби-
лизации неснижающейся во-
донасыщепности, так как в
последнем случае, особенно
для макропористых образцов
пород с хорошей отсортиро-
ванностью и окатанностью
слагающих их обломочных
зерен, можно получить невер-
ные результаты.
Чтобы найти нужные ре-
жимы работы центрифуги
для различных по гра-
полностью пли частично поверхность
Таблица 2
Результаты определения остаточной воды
в породах, находящихся в структурном
и разрушенном состояниях
№ образца Остаточная вода, % от объема пор % ошибки
порода сцемен- тировала порода раз- рушена, составлена модель
1 26,1 19,8 24
2 28,5 23,9 16
3 23,7 18,7 23
4 35,0 22,8 35
5 21,0 12,7 40
нулометрпческому составу и структуре групп пород, посте-
пенно уменьшали обороты ротора до 4750, 4200 и 3800 об/мин. При
скорости центрифугирования 3800 об/мин для бо тыпинства образцов
пород достигнуто совпадение величин остаточной водонасыщенности
или получены близкие результаты по сравнению с другими стандарт-
ными косвенными методами (табл. 3).
Обработка приведенных на графике (рис. 6) 104 опытных точек
методом математической статистики показала, что коэффициент кор-
реляции равен 0,98. Это указывает на очень тесную связь величин
остаточной водонасыщенности, определенных центрифужным и дру-
гими косвенными методами.
Капиллярное давление при различной скорости действия центри-
фуги (6200, 4750, 4200 и 3800 об/мин) по формуле (2) соответственно
составило 7,68, 4,50, 3,51 и 2,88 ат. При этом радиус вращения был
принят равным 12 см и длина образца керна 1,5 см.
Не случайно выбрана скорость центрифугирования 3800 об/мин.
что соответствует капиллярному давлению вытеснения около 3 ат.
С. И. Долгов 118] выделяет прочно связанную или адсорбированную
воду и рыхло связанную воду. Прочно связанная и рыхло связанная
вода представляет собой полимолекулярные пленки, внутри которых
Давление уменьшается по мере удаления молекул воды от твердых
частиц. Остаточная вода включает в себя прочно и рыхло связанную
воду, а также воду контактную (углов пор), сохранившуюся между
Результаты определения остаточной воды методами капиллярного
Л о Пористость, % Гранулометрический состав, %; диаметр частиц, мм
Газопроницаем миллидарси открытая эффек- тивная >0,25 0,25—0,1 0,1—0,05 0,05—0,01 0,01
1570 3200 1440 650 66 6400 340 6960 5660 5610 3700 1056 310 245 2290 760 290 2200 1.20 1800 1/20 130Э 660 550 625 780 375 75 640 181 325 7 .0 1650 243 2075 675 1.20 1159 2849 17,8 20,1 18,8 17,8 12,8 31,0 18,0 29,0 32,0 28,0 30,0 27,0 22,0 22,0 29 9 30,7 25,9 29,0 26,6 25,7 24,7 23,0 27,3 22,9 20,7 21,1 18,8 17,5 24,1 21,9 22,8 26,9 26,0 26,2 29,5 28,9 26,6 20,8 35,0 16,4 18,9 16,7 15,7 9,8 29,0 14,2 25,8 26,2 24,4 25,0 22,4 14,3 14,3 22,0 24,2 20,0 20,4 21,8 22,8 21,7 21,4 24,2 20,4 19,3 19,8 17,1 15,1 21,6 14,6 18,0 23,2 22,2 20,7 27,0 22,8 21,8 19,7 27,0 71,2 86,0 35,0 19,5 28,6 16,3 3,4 2,2 0,6 1,9 1,5 4,2 1,5 0,2 0,7 4,4 5,5 0,5 0,8 5,8 0,9 0,3 0,6 3,8 25,2 11,3 60,1 66.1 45,9 53,0 66,8 73,9 73,3 92,9 71,8 84,4 85,8 79,5 83,8 80,6 87,7 72,8 71,1 50,5 62,1 78,7 70,6 80,3 78,3 49,2 73,3 76,8 68,4 2,0 0,3 1,0 7,4 5,4 6,8 13,3 3,4 3,6 2,4 1,9 9,1 1,1 6,3 10,5 16,5 2,6 12,7 5,0 8,6 1,7 14,7 7,0 7,6 3,6 12.8 3,6 2,0 18,1 1,6 0,8 1,7 3,4 2,5 2,1 5,5 3,6 4,2 0,5 2,6 0,9 7,2 8,1 4,0 3,8 1,5 3,0 5,3 2,2 1,3 11,1 2,2 3,0 3,0 4,9 4,2 1,6 3,8 1,6 1,9 3.1 2,6 4,6 5,7 1,4 4,1 1,9 4,9 0,9 4,8 4,9 1,5 4,4 2,3 3,2 3 0 1,7 1,0 3,3 2,3 6,0 4,3 17,9 4,1 14,8 6,1 1
'Г а о л и ц а 3
давления, центрифужным и эффективной проницаемости
Растворимость в 10% 1ICJ. % Остаточная вода, % от объема пор Порода
метод
капилляр- лого давле- ния эффектив- ной прони- цаемости центрифу- гирования (3800 об/мин)
0 — 9 8 Песчаник среднезернистый
0 8 — 6 То же
14 12 И »
0,4 13 10 12 Песчаник мелко- и среднезернистый
0,5 — 22 Песчаник мелкозернистый, отчасти сред- незернистый
15,0 10 И — Песчаник мелко- и среднезернистый
19,6 22 21 21 Песчаник мелкозернистый
— 15 — И Песчаник крупнозернистый и мелкозерни- стый, алевритовый
15 — 15 Песчаник среднезериистый и мелкозерни- стый
— 15 — 12 Песчаник разнозервистый, алевритистый
-—- 19 — 17 Песчаник разнозерппстый с гравием
— 26 — 27 Песчаник среднезерпистый и мелкозерни- стый, алевритовый
— 35 34 35 Песчаник среднезернистый и мелкозерни- стый, алевритовый
35 ’ — 30 Песчаник крупно- и мелкозернистый, але- вритистый
— 30 — 27 Песчаник средне- и мелкозернистый
— 22 — 21 Песчаник разнозернистый
— 16 19 Песчаник мелкозернистый
13,5 15 — 12 То же
11,2 18 — 14
0,4 —— и 7
17,2 15 12 12
0,5 6 7 7
1,1 11 — И
— И — И »
7 — 9
6 6 6 >>
1,5 9 9 8 »
8,3 15 11 13 *
15,6 — 10 11
31,5 — 37 33 »
33,4 26 22 21 »
1,4 —- 16 14
12,1 — 15 14
3,0 -— 19 21 »
9,9 6 -—. 9
14,9 -— 22 21 м
14,2 18 21 14
1,0 8 5 5
7 3,6 21 — 23
Продолжение табл. 3
Растворимость в 10% НС1, % Остаточная вода, % от объема пор Порода
методы
капилляр- ного давле- ния эффектив- ной прони- цаемости центрифу- гирования (3800 об/мин)
2,9 6,6 5,4 2,1 6,3 5,1 8,7 10,1 3,8 27,4 27,1 31,1 2,9 9,0 7,6 21 24 24 20 29 25 27 21 23 21 31 8 28 31 12 16 27 29 80 21 13 27 20 19 21 26 35 32 50 36 38 41 39 25 12 10 39 34 30 43 38 26 16 14 8 23 27 30 40 31 11 29 19 23 20 19 27 24 25 21 27 22 31 9 27 31 12 16 32 70 15 24 13 29 9 20 20 22 22 33 26 43 40 35 45 39 26 16 10 39 32 33 11 29 43 36 Песчаник мелкозернистый Песчаник мелкозернистый, алевритовым Песчаник мелкозернистый, алевритистый То же » » » » » Песчаник мелкозернистый, известковистый То же » Песчаник мелкозернистый, алевритовый То же Песчаник мелкозернистый То же » » » » » » » Алевропесчаник Алевропесчаник известковистым Алевропесчаник » Алевропесчаник глинистый То же » Алевропесчаник слабо глинистый То же Песчаник мелкозернистый То же » » » » Песчаник мелкозернистый, алевритйстып Алевролит песчаный То же
Газопроницаемость, миллидарси Пористость, % Гранулометрический состав, %; диаметр частиц, мм
открытая эффек- тивная >0,25 0,25—0,1 0,1—0,05 0,05—0,01 0,01
240 24,5 20,2 0,3 14,3 69,3 2,6 6,1
240 18,8 16,7 4.1 9,9 74,4 9,1 1,7
240 22,7 19,5 0,1 8,4 72,9 14,9 2,5
84 24 4 13,7 1.7 3,4 30,5 24,6 33,3
44 28,4 16,5 0,1 5,4 42,6 '>0.2 17,0
41 23,2 13,7 0 0 65,9 0 34,1
70 24,5 17,2 — — —. — —
1490 31,5 24,4 — .— — — —
500 28,4 21,9 — —. — — —
260 22,8 19,9 — — — — —
43 26,4 11,7 •—. — — — —
42 28,9 14,2 — — .— — —
31 26,0 11,7 — — —• * —
45 26,0 13,8 —. — — —. —
88 27,0 16,0 —- — — — —
35 21,0 7,3 — — —- — —
30 21.0 10,3 — — — — —
120 31,0 18,6 0.6 9,4 42,9 35,3 8,3
144 25,0 17,0 — —— — — —.
285 20,0 18-6 — — —- — —
108 14,0 12,2 — —. — — —
190 26,0 18,4 — —. — — —
97 20,0 10,6 — — —
104 25.0 17.0 — — —
минеральными зернами. Прочно связанная вода удерживается у по-
верхности минеральных зерен, составляющих породу, с сплои
10 000 ат, а по внешней своей границе силой 8—10 ат.
Верхние слои рыхло связанной воды испытывают весьма неболь-
шое сорбционное давление (по С. И. Долгову менее 1 ат). Таким
образом, центрифугируя опытные образцы пород со скоростью более
6200 об/мин, мы создаем давление более 8—10 ат, способствующее
удалению из образцов всей рыхло связанной воды, а также воды
углов пор. При скорости центрифугирования 3800 об/мин и времени
вращения 30 мин создается давление около 3 ат, которое позволяет
зна петельной части рыхло связанной и контактной воды сохраниться
в поровом пространстве породы.
Применение угловой центрифуги марки ЦЛС-2 показало, что для
получения более точных результатов определения остаточной водо-
иасыщенности оптимальная скорость вращения ротора должна быть
равна 4200 об/мин при времени вращения 20 мин.
Продолжение табл. 3
Остаточная вода, % от
объема пор
методы
Порода
7,4
0,8
1,2
6,5
4,7
О
9
12
44
42
46
18
14
76
52
43
65
51
38
30
7
12
30
46
32
34
19
21
14
55
41
24
11
14
46
49
45
30
23
23
13
57
51
47
40
76
51
ЙО
32
7
13
29
47
32
Алевролит крупнозернистый
. То же
»
Алевролит глинистый
То же
»
»
. »
»
Алевролит песчаный
То же
Алевролит глинистый
Алевролит слабо глинистый
То же
»
Алевролит сильно глинистый
То же
Алевролит
»
»
»
»
»
»
Выбранный режим работы различных систем центрифуг позволяет
с допустимой для практических целей точностью определить остаточ-
ную водонасышенность [78].
Определение остаточной воды по соотношению эффективном
газопроницаемости и водонасыщенности
Сущность метода состоит в выявлении зависимости между эф-
фективной проницаемостью (по газу) породы и ее водоиасыщепностью
174 , 65]. Изменяя степень водонасыщенности породы, получаем раз-
личные значения проницаемости.
На основании опытных данных строим график зависимости эф-
фективной проницаемости от степени водонасыщенности породы
(в процентах от объема пор). На полученной кривой находим точку,
которая соответствует содержанию остаточной воды в по-
роде.
Опыт проводят следующим образом. Образцы пород цилиндриче-
ской формы высушивают до постоянного веса в сушильном шкафу
при температуре до 10° С. После этого определяют абсолютную про-
ницаемость образца. Если он содержит битум, нефть, то его предва-
рительно экстрагируют, высушивают и определяют абсолютную про-
ницаемость. Затем образец взвешивают на технических весах, ставят
иод вакуум (5—6 мм рт. ст. остаточного давления) и после этого
насыщают водой минерализованной так же, как пластовая. Вакуу-
Остаточная водонасыш,еяност°/огмет"дt.“нгрищ^гиробания)
Рис. 6. График корреляции остаточной водопасыщсп-
ности, определенной по методу центрифугирования
(скорость вращения 3800 об/мин) и методами капил-
лярного давления и эффективной проницаемости.
пирование продолжается до 1 ч, после чего образцы на сутки оста-
вляют в воде. Взвешиванием насыщенного образца в воде определяют
его объем, объем нор (по весу воды, насытившее! образец) и пори-
стость образца. Затем влажный образец осторожно подсушивают
при небольшой температуре (~ - 50° С) п доводят водонасыщенность
примерно до 80"и (по отношению к объему пор). С этого предела
следует начинать определение проницаемости, так как при более
высоком проценте водонасыщенностп проницаемость составляет не-
сколько миллндарсп и меньше. Кроме того, при высокой водонасы-
щенпости вода нод действием перепада давления и под влиянием гра-
витационны t сит выходит из образца и скапливает! я на днище при-
бора.
Проницаемость удобно определять на приборе ЛП-1 [74]. Образцы
укрепляют в патронах прибора ЛП-1 при помощи резиновых про-
бок. Замер расхода воздуха осуществляется при малых перепадах
давления (200—900 мм вод. ст.). Каждый образец испытывают прп
данном водопасыщении преимущественно на одном перепаде давле-
ния во избежание подсыхания образца при прохождении через него
воздуха. Для контроля над подсыханием вес образцов иногда следует
проверять после определения проницаемости при данной водона-
сыщенности. В опытах, проведенных О. Ф. Корчагиным, изменение
веса образца не наблюдалось. Затем образец вновь подсушивают,
пропустив через него ток воздуха, чтобы уменьшить водонасыщсн-
Рис. 7. Соотношение между эффективной газопро-
ницаемостью и водопасы1цепностыо.
ность на 5—7%, после чего определяют его проницаемость. Каждый
образец в общей сложности испытывают прп 15—20 различных зна-
чениях водонасыщепностп от нуля до 80% насыщения порового
пространства (можно и до 40%, что обычно вполне достаточно для
построения графика и выбора на нем точки, соответствующей содер-
жанию в образце породы остаточной воды).
После каждого подсушивания проницаемость определяют на пол-
ностью остывшем образце, выдержав его в течение 10—15 мин для
равномерного распределения оставшейся воды по поровым каналам.
В конце опы га образец высушивают до постоянного веса и вторично
определяют его абсолютную проницаемость.
По данным опыта для каждого образца строят кривую, где на
оси абсцисс откладывают значения воцонасыщенности в процентах
от объема пор. а на оси ординат — проницаемость (рис. 7) Некото-
рые образцы пород для проверки были испытаны указанным выше
методом повторно; в результате была получена такая же пли весьма
Сравнительные данные остаточной водонасыщенности. полученные
Порола Гранулометрический состав, %
>0,25 мм 0,25—0,1 мм 0,1-0,01 мм <0,01 мм
Песчаник крупнозернистый, кварцевый 86-02 11,33 1,06 1.59
Песчаник мелкозернистый, кварцевый, с органогенными обломками .... 2,22 73,90 6,93 1,37
То же 0,58 73,28 7,81 4,10
» — 75,48 8,49 2,04
Песчаник кварцевый, мелкозернистый 4,15 84,45 10,03 0,91
Песчаник крупнозернистый, кварцевый 83,40 13,04 1,14 2,42
Песчаник мелкозернистый, кварцевый — 86,03 10,30 3,47
Песчаник мелко- и среднезерпистый 34,95 60,11 2,66 2.28
Песчаник кварцевый, мелкозернистый, с кальцитовыми зернами 3,75 67,50 6,54 1,81
Песчаник мелкозернистый 0,15 83,82 14,56 1.47
То же 4,36 86,67 4,18 2,29
Песчаник кварцевый, мелкозернистый, с кальцитовыми зернами 0,46 63,83 1,26 1,07
А чевролит кварцевый 4,06 9,93 83,54 1,73
Песчаник кварцевый, мелкозернистый, с кальцитовыми зернами и карбонат- ным цементом 0.45 68,98 7,51 3,65
Песчаник алевритистый 2,54 40,68 53,30 2,59
Примечание. Высокое содержание легко растворимых в соляной кислоте солей
Таблица 4
методами капиллярного давления и эффективной проницаемости
Потеря от раст- ворения в 10%-пой НС1, % Порис- тость, % Остаточная водоиасы- щенпость, % Проницаемость, миллидарси
метод ка- пиллярного давления метод эф- фективной проницае- мости абсо- лютная эффективная при оста- точной воде
метод ка- пиллярного давления метод эф- фективном проница- емости
— 20,06 8,42 5,00 3200 2700 3000
15,58 28,91 15,36 19,00 2250 1920 1850
14,23 26,65 18,20 17,50 1700 1490 1500
14,00 26,17 19,73 18,00 1570 1430 1450
0,46 23,03 6.00 5,00 1267 1158 1250
— 20,00 16,24 14.00 920 725 675
0,20 21,14 5,95 5,00 780 706 72 •>
19,62 13,12 10.00 731 667 625
20,35 24,74 21,87 20,00 730 625 640
— 20,66 6,81 9,00 625 592 545
— 18.80 8,57 8,00 375 325 341
33,38 22,76 25.92 20,00 320 255 278
0,74 18,79 8,96 6.80 238 215 22'
19,41 21,59 39.5 25,0 163 105 13
0,89 19,09 15,3 12,5 122 102 101
связано с
наличием кальцитовых зерен в породе.
близкая кривая зависимости проницаемости от степени водонасы-
щенности.
Для проверки данных об эффективной газопроницаемости, соот-
ветствующих тон или иной степени водонасыщенности пород.
О. Ф. Корчагин определил проницаемость водонасыщенных пород
двумя методами: постепенной подсушкой образца на воздухе (обра-
зец периодически вынимался пз кернодержателя, подсыхал на воз-
духе, после чего определялась проницаемость) и подсушкой образца
воздухом (образец находился в кернодержателе). В результате были
получены близкие значения. Влага, содержащаяся в образцах по-
род, испаряется быстрее, если пропускать через них ток воз-
iyxa.
Изучение пород показало, что с увеличением содержания воды
в порах проницаемость значительно снижается. Из многочисленных
кривых проницаемости видно, что их резкое падение в большинстве*
случаев наступает при 15—20% водонасыщенности. Для всех кри-
вых проницаемости характерны две ступени перегиба; первая ле-
жит обычно между 15—20%, вторая между 35—60% водонасыщен-
ности (рис. 7). Общую кривую проницаемости можно разбить на три
л частка. Начальный участок 1 в пределах значений от нуля до
15—20% водонасыщенности обычно имеет вид прямой линии с не-
большим углом наклона в сторону оси абсцисс. При водонасыщенно-
сти, большей 15—20%, а иногда при 25% наблюдается резкий из-
гиб кривой с возрастанием угла наклона. Угол наклона кривых
проницаемости к оси абсцисс при одном и том же водонасыщенпи
пород — различен. Он зависит от гранулометрического состава по-
род, их сложения, цементации, плотности, размера пор и минераль-
ного состава.
Для пород, содержащих более крупные гранулометрические
отдельности, кривые проницаемости занимают наиболее высокое
положение но отношению к оси абсцисс. Чем больше плотность по-
род, тем ближе располагаются кривые к оси абсцисс п тем больший
у гол их наклона. Участок II кривой проницаемости на оси абсцисс
обычно охватывает интервал водонасыщенности в пределах 15—60 "и
и участок III от 60 до 100%.
Физический смысл прямолинейности и небольшого угла наклона
начальной части (первой ступени) кривой проницаемости состоит
в тем, что водонасыщениость пор породы не превышает величину
остаточной воды (рис. 7).
Прямолинейный характер начального участка общей кривой про-
ницаемости, построенной в зависимости от степени водонасыщенности
породы, до точки перегиба (первая ступень перегиба) объясняется
гем, что при заполнении части пор остаточной водой в пределах
от нуля до 15”6 водонасыщенности наблюдается небольшое сниже-
ние значений проницаемости. Прямолинейный характер линии тако-
го снижения выдерживается после достижения оптимального значе-
ния водонасыщенности, которое отвечает содержанию в породе оста-
точной воды (рис. 7).
После того как водонасыщепность пор становится больше, чем
величина остаточной воды, проницаемость породы резко падает и
кривая проницаемости уже не имеет прямолинейного характера.
К этой части кривой относятся второй и третий участки, причем паде
ние проницаемости из-за степени водонасыщенности пор особенно
заметно на втором участке общей кривой в пределах 15—60% водо-
пасыщенностп.
В табл. 4 приведены результаты определения остаточной водо-
насыщепности методом капиллярного давления и по данным эффек-
тивной газопроницаемости. Из нее видно, что величины остаточной
воды, определенные этими методами, совпадают, что дает возмож-
ность пользоваться методом проницаемости как наиболее простым
и быстрым. Величины остаточной водонасыщенности, определенные
по данным эффективной газопроницаемости, имеют близкие, но не-
сколько меньшие значения, чем величины, определенные методом
капиллярного давления.
Применяя данный метод, необходимо провести опыты с образца-
ми пород, насыщая их пластовой водой и изменяя водонасыщенность
в пределах примерно от нуля до 50%. При этом мы получаем ряд зна-
чений эффективной проницаемости, по опытным точкам строим график
проницаемости в зависимости от водонасыщенности, находим точку
перегиба кривой (на начальном ее участке), которая и будет соот-
ветствовать максимальному содержанию остаточной воды.
Определение коэффициентов газо- и нефтенасыщенности
и остаточной водонасыщенности по соотношению проницаемости
и эффективной пористости д 1Я песчано-а неритовых пород
различного гранулометрического состава
В связи с тем, что остаточная вода занимает в породах преиму-
щественно тонкие капиллярные поры, по которым даже в сухом со-
стоянии фильтрация нефти и газа затруднена пли не происходит,
эти поры как бы отключаются от общей системы сообщающихся пор,
тем самым оставляя в породе свободные, проводящие флюиды поры
более крупных сечений. Поэтому эффективная пористость, определен-
ная с учетом остаточной воды, для газа выраж 1ет в то же время
и динамическую пористость.
Исходя из того, что проницаемость является динамическим свой-
ством и тесно связана с величиной и содержанием сообщающихся
пор, проводящих флюиды, было выявлено определенное соотноше-
ние между эффективной пористостью тэ и проницаемостью к для
различных типов песчано-алевритовых пород [70, 72, 69, 76].
Для выявления указанной связи была составлена корреляцион-
ная таблица (табл. 5). При ее построении были использованы данные,
полученные при изучении 158 различных по возрасту образцов пес-
чано-алевритовых пород, отобранных из газо- и нефтеразведочных
районов Европейской части СССР и Средней Азин. Остаточная вода
была определена методом капиллярного давления и по соотношению
Корреляционная таблица зависимости эффективном пористости тэ от абсолю
Интервал lg7c 1 1,000-1,050 1,051—1,100 1,101-1,150 1,151-1,200 1,201-1,250 1,251-1,300 1,301-1,350 1,350-1,400 1,401—1,450 1,451-1,500 1,501—1,550 1 — 1,551-1,600
Интер- вал mQ Сред- няя Интервал к 10,0-11,3 । 11,4—12,5 , 12,6-14,1 14,2-15,9 16,6-17,8 17,9-20,0 20,1-22,3 22,4-25,0 25,1—28,0 28,1—31,4 31,5—35,5 35,6-40,0
Сред- няя к 10,6 11,9 13,3 | О ОС со 18,9 СМ 23,8 26,6 30.0 33,6 со
6—8 7 1 А ▲
8,1—Ю 9 2 А А
10,1-12 И 3 « • А
12,1—14 13 4 0 • •
14,1-16 15 5
16,1—18 17 G
18,1—20 19 7
20,1—22 21 8
22,1—24 23 9
24,1—26 25 10
26,1—28 27 11
28,1—30 29 12
33,1—32 31 13
32,1-34 33 14
Таблица 5
тной проницаемости к для пород различного гранулометрического состава
1,601—1,650 1,651-1,700 1,701-1,750 1,751-1,800 1,801-1,850 1,851-1,900 1,901-1,950 1,951-2,000 2,001-2,050 2,051-2,100 2,101-2,150 2,151-2,200 2,201-2,250 2,251—2,300 2,301-2,350
-45,0 -50,0 -56,0 -63,0 О 0‘0У -89,0 100,0 1 Ю СМ 1 Vf< 1 О ю i 00 ь- 7 -200 -223
О 1 КО Sf 50,1- 56,1- 63,1- 1 ——'( 80,1- 89,1- 100,1- 113,1- 125,1- 141,1- 159,1- 178,1- 200,1-
42,0 47,0 53,0 0*09 67,0 75,0 О 00 95,0 106,0 119,0 133,0 150,0 0‘891 189,0 1 212,0
▲ дд Д ▲ А ▲
ЛД • ДД д д д
Д . • • • . д д Д ДД Д Д
0©9 ©0 © О © ©. ДД • • • ДД Л
0 © © © •
©о 9 ©0 ©
© ©
Интер- вал тэ 6-8 8,1—10 10,1-12 12,1—14 14,1—16 16,1—18 18,1—20 20,1-22 22,1—24 24,1—2G 26,1-28 28,1—30 30,1—32 32.1—34 Сред- няя 7ПЭ 7 9 11 13 Г> 17 19 21 23 25 27 29 31 33 ?/Sf bBndoiHji 2,351-2,400 2,401-2,450 2,451-2,500 2,501-2,550 2,551—2,600 2,601—2,650 2,651-2,700 2,701-2,750 2,751—2,800 2,801-2,850 2,851-2,900 2,901—2,950
Интервал к 223,1-250 250,1-280 280,1-314 314,1-355 355,1-400 400,1-450 450,1-500 500,1—560 560,1-630 630,1-760 760,1-800 800,1-890
Сред- няя к 1 2 3 6 7 8 9 10 И 12 13 14 ® > > ► 238,0 сэ д • © * > 300,0 О о? ДА ©0 . £ t> 377,0 . > ► 420,0 0 > 470,0 О о i-O ▲ д д д ©0 © © * >> I 600,0 О о о АД АД ДА • © © . > ► 750,0 О о ОС
• — мелкозернистые алевролиты;
— крупнозернистые алевролиты; Д—мелкозерн
истые песчаники; д — крупно- и среднезернистые песчаники
950,0 890,1-1000 2,951-3,000
1060,0 1000,1-1130 3,001—3,050
1190,0 1130,1-1250 3,051-3,100
1330,0 1250,1-1410 3,101-3,150
1500,0 1411,0—1590 3,151-3,200
1680,0 1591,0-1781 3,201-3,250
1890,0 1781,0-2000 3,251-3,300
2120,0 2001,0-2230 3,301-3,350
2380,0 2331,0-2500 3,351-3,400
2660,0 2501,0-2800 3,401-3,450
3000,0 2801,0—3140 3,451—3,500
3360,0 3141,0-3550 3,501 —3,550
3770,0 3551,0-4000 3,551-3,600
4200,0 4001,0-4500 3,601-3,650
4700,0 4501,0-5000 3,651-3,700 |
Продолжение табл
между эффективной проницаемостью и нодонасыщенностью. Были
подсчитаны коэффициенты корреляции, характеризующие соотно-
шения проницаемости и эффективной пористости для каждого типа
песчано-алевритовой породы. Величины коэффициентов корреляции,
приведенные в табл. 6, указывают на наличие тесной связи между
проницаемостью и эффективной пористостью. Положительное зна-
чение коэффициента корреляции говорит о прямой зависимости
между указанными величинами. На основании опытных данных были
построены фактические и сглаженные кривые. Для удобства пользо-
вания кривыми соотношения та и к представлены в полулогариф-
мической системе координат.
Таблица 6
Результаты расчета коэффициента корреляции
Порода Число образ- цов Л Ох •Ор V — п Г
С.реднезернистый нес-
чаник 18 0,/2 —0,22 12,0 1,88 22,2 0,99
Мелкозернистый пес-
чаник 75 5,66 1£4 12,25 1,87 29,2 0,97
Крупнозернистый 30
алевролит .... Мелкозернистый —2,23 -0,207 12,0 2,19 26,2 0,97
алевролит .... 35 1.85 —0,54 8,15 2,30 17,7 0,99
Примечание. ХУ - сумма произведений ху, деленная на п п — Об-
идее число дапны’ (изученных образцов); у — средняя арифметическая р; х —
средняя арифметическая х; Оу — среднее квадратичное отклонение для ряд*
распределения переменной у; ох — среднее квадратичное отклонение для
ряда распределения переменной х.
Таблица 7
Значения коэффициентов а и Ь для
песчано-алевритовых пород
Порода Число данных Коэффи- циент корре- ляции а ь
Алевролит с преоблада- нием фракции диамет- ром от 0,05 до 0,01 мм За 0,99 8,8 3,13
Алевролит с преоблада- нием фракции диамет- ром от 0,05 до 0,10 л«л4 30 0,97 6,97 2,90
Песчаник мелкозерни- стый (0,25—0,10 мм) 75 0,97 5,94 2,08
Песчаник среднезерпи- стый (0,5—0,25 мм) 18 0,99 ,0 -0,50
г Сглаживание фактических кривых в интервале проницаемости
от 3 миллидарси и выше производилось по уравнению у = ах + Ь,
где у — эффективная пористость; х — логарифм проницаемости
в миллидарси; а и Ъ — коэффициенты, показывающие расположение
линий на графике (рис. 8).
Результаты вычисления коэффициентов а и Ъ помещены в табл. 7.
Данные, на основании которых были построены сглаженные кривые,
сведены в табл. 8, 9, 10, 11.
’ Зная проницаемость и пользуясь графиком (рис. 8), можно опре-
делить эффективную пористость та. Для этого необходимо выбрать
кривую, которая соответствовала бы гранулометрическому типу
Рис. 8. Соотношение между эффективной пористостью и проницаемостью для
различных по гранулометрическому составу пород-коллекторов.
1 —алевролиты с преобладанием мелкоалевритовой фракции (0,05—0,01 лии); 2— алев-
ролиты с преобладанием крупноалевритовой фракции (0,10—0,05 ми); 3 — песчаники мелко-
зернистые (0,25—0,10 мм)', 4 — песчаники средне-и крупно-зернистые (0,50—0,25; 1 — 0,5.мл0-
рассматриваемой породы. Если порода содержит и другие грануло-
метрические фракции, то выбирается точка, из которой на ординату
опускается перпендикуляр, показывающий величину эффективной
пористости (т,).
Так, если в породе преобладает фракция мелкозернистого песча-
ника, то вначале выбор останавливается на кривой, соответствующей
этому песчанику.
Предположим, что песчаник содержит до 30 % алевритовой и 10 %
пелитовой фракций. Тогда точка с первоначально выбранной кривой
передвинется по вертикали вверх и займет промежуточное положе-
ние между кривыми для мелкозернистого песчаника и алевролита.
Если нет данных, позволяющих установить в алевролите преобла-
дание крупно- или мелкоалевритовой фракции, то следует принять
громежуточную липпю между соответствующими кривыми, постро-
енными для алевролита (рис. 8). В ряде случаев при достаточно тща-
тельном макроописанип пли при работе с бинокулярной лупой впол-
не возможно определить гранулометрический тип породы, что
* Заказ (131.
49
Таблиц a-8
Вычисление коэффициентов а и b для сглаживания фактический кривой
зависимости ка от тэ для песчаников средне-и крупнозернистых
по формуле у = ах-\-Ь
Х1 1g *1 Факти- ческий У1 algxi ^сгл = a 1g х + Ь *2 1g х2 Факти- ческий Уг a lgxz + я II R е *5» И
67 1,826 11 10,4 9,9 670 2,826 16,1 15,6
75 1,876 — 10,7 9,2 750 2,876 17 16,4 15,9
84 1,926 — 10,9 10,4 840 2,926 17 16,7 16,2
100 2,001 — 11,4 10,9 1000 3,001 — 17,1 16,6
119 2,076 и 11,8 11,3 1190 3,076 17 17,5 17,0
134 2,126 — 12,1 11,6 1340 3,126 17 17,8 17,3
150 2,176 — 12,4 11,9 1500 3,176 17 18,1 17,6
168 2,226 — 12,7 12,2 1680 3,226 .— 18,4 17,9
189 2,276 — 13,0 12,5 1890 3,276 — 18,7 18,2
. 212 2,326 -— 13,2 12,7 2120 3,326 — 18,9 18,4
238 2,376 — 13,5 13,0 2380 3,376 — 19,2 18,7
267 2,426 13 13,8 13,3 2670 3,426 — 19,5 19,0
300 2,476 — 14,2 13,7 3000 3,476 .—- 19,8 19,3
336 2,526 —- 14,4 13,9 3360 3,526 19 20,1 19,f
377 2,576 — 14,7 14,2
424 2,626 — 15,0 14,5
475 2 676 15 15,2 14,7
531 2,726 — 15,5 15,0
600 2,776 15 15,8 15,3
hl = 5: Sjgxr11’780 ' =65: 2lgx2 = 181706: S!/2 = 104: h2=6
| 65 = 11.780 а + 56
1 104= 18,706 а + 66
22,85 а=130; а = 5,70; 104— 107 = 66; 66= — 3; в= — 0,50
у' = 5,70a: —0,50
сгл
Табл ица 0
Вычисление коэффициентов а и Ь для сглаягивания фактической кривой
зависимости ка от ms для песчаников мелке зернистых по формуле у = ах + *
1g Факти- ческий У1 a 1g х, ^сгл = а 1g x4-b 1g *2 Факти- ческий У2 a Igx» + н _ ьс п R в - fe II
150 2,176 15 12,9 15,0 600 2,776 19 16,5 18,6
168 2,226 15 13,2 15,3 670 2,826 19,5 16,8 18,9
189 2,276 16 13,5 15,6 750 2,876 19,5 17,1 19,2
212 2,326 17 13,8 15,9 840 2.926 — 17,4 19,5
238 3,376 17 14,1 16,2 1000 3,001 19 17,8 19,9
267 2,426 18 14,4 16,5 1190 3 076 19 18,3 20,4
300 2,476 17 14,7 16,8 1340 3,126 20 18,5 20,6
336 2,526 17 15,0 17,1 1500 3,176 —• 18,8 20,9
377 2,576 17 15,3 17,4 1680 3,226 21 19,1 21,2
Продолжение табл. 9
1g *1 Факти- ческий У1 a 1g *1 + я II Л» R а --«II Хп 1g Факти- ческий У2 a lgx2 Исгл = = a 1g х-{-Ь
424 2,626 17 15,6 17,7 1890 3,276 23 19,4 21,5
475 2,676 17 15,8 17.9 2120 3,326 — 19,7 21,8
531 2,726 17 16,2 18,3 2380 2670 3000 3360 3,376 3,426 3,476 3,526 23 22 23 23 20,0 20,4 20,6 21,0 22,1 22,5 22,7 23,1
hl = 12; Slg3Ci = 29,4i; Syi=200;2lg3C2 = 37,987; 5^ = 251; h2 = 12
/200 = 29,412 a + 12 6
1251 = 37,987 a + 12 b
8,575 a=51; a=5,94; 200 = 175 + 120; 120 = 25; 0 = 2,08
v' =5,94 я+ 2,08
СГЛ
Таблица 10
Вычисление коэфф) щиептов а и Ь для сглаживания фактической кривой
зависимости kB от тв для алевролитов с преобладанием крупноалеврптовой
фракции по формуле у — ах^-Ь
1g xi Факти- ческий У1 algx Усгп Х2 1g *2 Факти- ческий Уг a Igx ^сгл
150 2,176 17 15.1 18,0 424 2,626 21 18,3 21,2
168 2,226 — 15,4 18,3 475 2,676 21 18,7 21,6
189 2,276 19 15,9 18,8 531 2,726 —. 19,0 21,9
212 2,326 — 16,2 19,1 600 2,776 — 19,4 22,3
238 2,376 20 16,5 19,4 670 2,826 22 19,7 22,6
267 2,426 — 16,9 19,8 750 2,876 23 20,1 23,0
300 2,476 20 17,3 20,2 840 2,926 24 20,4 23,3
336 2,526 21 17,6 20,5 1000 3,001 — 21,0 23,9
377 2,576 — 18,0 20,9 1190 3,076 25 21,4 24,3
hl=5: 2igai=11’830: 2Ч=97: h2=6; 2igx2= 17’006; 2V,=136
1 97= 11,830 a + 5 о
1 136= 17,006 a + 6 b
14,05 a=98; <1 = 6,97, 97 — 82,514 = 50; 14,486 = 50; 0=2,90;
Усгл = 6197 * + 2>90
Таблица 11
Вычисление коэффициентов а и b для сглаживания фактической кривой
зависимости кя от тв для мелког-рнистых алевролитов по формуле у = ах-\-Ь
*1 1g *i У1 a Jg х Усгл х2 1g *2 ’/2 a 1g х ^сгл
45 1,626 17 14,3 17,4 189 2,276 20,0 23,1
48 1,676 — 14,8 17,9 212 2,326 23 20,5 23,6
53 1,726 17 15,2 18,3 238 2,376 23 20,9 24,0
60 1,776 — 15,7 18,8 267 2,426 25 21,3 24,4
Продолжение табл. 11
X, 1g У1 a 1g х ^сгл *2 1g Уъ a 1g х ^сгл
67 1,826 — 16,1 19,2 1 300 2,476 25 21,8 24,9
75 1,876 17 16,5 19,6 336 2,526 —- 22,2 25,3
84 1,626 — 16,9 20,0 377 2,576 25 22,6 25,7
100 2,001 17 17,6 20,7 424 2,626 — 23,1 26,2
119 2,076 17 18,3 21,4 475 2,676 •—. 23,6 26,7
134 2,126 20 18,7 21,8 531 2,726 27 24,0 27,1
150 2,176 21 19,2 22,3 600 2,776 27 24,4 27,5
168 2,226 21 19.6 22,7 | 670 2,826 — 24,9 28,0
750 2.876 —. 25,3 28,4
1 840 2,926 31 25,7 28,8
2lgXi = i5,833; 2^ = 164; SlgX2 = 20.608; Sy2 = 206;
1164= 15,833 а + 8Ь
1206 = 20,608 а + 85
42=4,775 а; а=8,80
164 — 139 = 85; 25 = 85; 5 = 3,13
У' „ = 8.80х+ 3.13
позволяет в конечном итоге с большей точностью определять эффектив-
ную пористость т-л. Последняя равна произведению открытой пори-
стости т0 на коэффпц 1ент газо- пли нефтенасыщенности дг. н. Поэто-
му в формулу подсчета подземных запасов газа и нефти объемным
методом соответственно включается или тэ или тодг,и.
Применяя метод соотношения эффективной пористости и прони-
цаемости, кроме тэ, можно определить д, что достигается делением
гпя па т0.
Если мы примем объем пор за единицу и вычтем пз нее величину
коэффициента газонасыщенности, то получим содержание остаточной
воды.
Метод испарения
Метод предложен Мессером [94]; он основан на действии паров
жидкости, которые вызывают испарение воды в порах породы.
Жидкость, насыщающая керн, испаряется до тех пор, пока скорость
испарения не будет постоянной в течение определенного промежутка
времени. Керн, насыщенный жидкостью, помещают на чашку автома-
тических весов, непрерывно показывающих изменение веса при ис-
парении жидкости пз пор. Весы находятся в закрытом футляре,
куда подают воздух (—0,6 msImuh), что ускоряет испарение. Строят
кривые изменения объема жидкости в пробе в зависимости от вре-
мени. Остаточный объем жидкости соответствует моменту, в кото-
ры"' скорость испарения становится почти постоянной. Для устано-
вления участка кривой, на которой водонасыщенность стабилизи-
руется, строится дополнительный график изменения удельной потери
воды во времени в процентах от объема порового пространства.
Ордината точки перегиба кривой соответствует остаточной водона-
сыщенностп. Определение остаточной водопасыщенности данным
методом занимает всего 1—1,5ч.
Значения остаточной водо насыщенности, соответствующие пере-
гибу кривой, совпадают с остаточной водонасыщенностью, получен-
ной прп помощи метода капиллярного давления.
К недостаткам метода можно отнести не всегда различимый пере-
гиб на кривой скорости испарения, что затрудняет определение оста
точной воды.
Хлоридный метод
Этот метод основан на данных о содержании хлоридов в породе
и в контурной или подошвенной воде [19, 28, 50]. Соленость связан-
ной воды в керне п в породах пласта, развитого на площади место-
рождения, относительно постоянна, поэтому для определения соле-
ности может быть использована связанная вода, экстрагированная
из сравнительно плотных пли малопроницаемых кернов, так как
при подъеме их по стволу скважины маловероятно вытеснение свя-
занной воды фильтратом бурового раствора [50]. Хлориды легко
определяются химическим титрованием или по данным измерения
электропроводности. Содержание связанной воды в керне находят
по количеству ионов хлора, которое можно извлечь из образца.
Для определения содержания связанной воды в керне предвари-
тельно обычнйми методами определяют открытую пористость; обра-
зец высушивают в сушильном шкафу при температуре 105° С в тече-
ние 1 ч, после чего его измельчают и берут навеску около 10 г, ко-
торую обрабатывают при температуре кипения в 100 мл дистилли-
рованной воды и 5 мл насыщенного нитрата калия, способствующего
флокуляции глинистых частпп породы. Перед фильтрацией смесь
охлаждают, если необходимо, нейтрализуют и производят титрова-
ние стандартным раствором азотнокислого серебра с применением
хромата калия в качестве индикатора. Объем образца воды для ти-
трования составляет 50 см°.
Содержание хлора в керне подсчитывают по формуле
Av
X =----,
vi -I
где х — содержание хлора в образце в мг; А — количество раствора
азотнокислого серебра, израсходованного на титрование; v — коли-
чество дистиллированной воды, израсходованной па растворение
хлоридов; vi — объем фильтрата, взятого для титрования.
Содержание связанной воды а в образце весом р при найденном
количестве хлора х и известном процентном содержании хлора в оста-
точной воде г равно
а==хИ0у 0/
грт ’
где у — объемный вес породы в а/слг3; т — коэффициент пористости
в долях единицы.
Описанный метод основан на определении содержания лишь одного
иона, в то время как в связанной воде содержится большое число
других ионов.
Метод электропроводности
Этот метод учитывает содержание всех ионов в воде и основан
на измерении электропроводности воды, экстрагированной из из-
мельченного керна, метод чувствителен даже к малым изменениям
содержания электролита. Для измерения электропроводности ис-
пользуют стандартную ячейку с мостом переменного тока. Образен,
керна весом около 50 г измельчают, тщательно перемешивают
в 250 мл дистиллированной воды, взбалтывают в течение некоторого
времени, подвергают отстаиванию при комнатной температуре и из-
меряют электропроводность жидкости — удельное электрическое
сопротивление рв. По найденной электропроводности определяют
содержание связанной воды в керне [14, 50]. Для этого калибруют
измерительную ячейку по хорошо изученной типовой погребенной
воде [50].
Подробное описание измерения электропроводности природных
вод по образцам горных пород приведено в работе В. Н. Кобрановой
и Н. Д. Лепарской [24].
Удельное сопротивление жидкости рассчитывается по формуле
QB = kR,
где к — коэффициент сосуда, зависящий от его формы, формы пла-
тиновых электродов и их взаимного расположения;
R — искомое сопротивление между двумя платиновыми элек-
тродами:
к = Qg/Rg,
где — электрическое удельное сопротивление эталонного раствора
(с учетом температуры во время проведения замера) — определяют
по таблице;
Rg — сопротивление объема жидкости, находящейся в сосуде.
По данным удельного электрического сопротивления жидкости
QB и объемной влажности щ, (вычисляется для каждой суспензии
по удельному весу породы и величине разведения суспензип) строят-
ся кривые зависимости рв =/ (шп), некоторым определяют значение
удельного электрического сопротивления воды, насыщающей породу.
Метод капиллярного впитывания
Д. А Антонов и В. М. Березин [5] предложили метод определе-
ния связанной воды, основанный на извлечении свободной и части
капиллярной воды из породы капиллярными силами пористой среды
(тонкий песок, толченый мел и др.), в которую помещают образец.
Продолжительность опыта 48 ч. Этот метод еще недостаточно сопо-
ставлен с другими более известными в лабораторной практике мето-
дами. В то же время Г. Н. Покровская и Ю. Я. Калабин [53], изу-
чая связанную воду в продуктивных песчаниках III пласта Ярег-
ского нефтяного месторождения, пришли к выводу о хорошей сопо-
ставимости результатов, полученных прямым методом и методом
капиллярного впитывания.
ГЛАВА HI
ПРИМЕНЕНИЕ ПРЯМЫХ И КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ
ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Центральное Предкавказье
Северо-Ставрополъско-Пелагиадинское месторождение
Тонкослоистый разрез хадумского горизонта данного месторо-
кдения, представленным частым миллиметровым чередованием песча-
ных (алевритовых) отложений с глинистыми, достаточно труден
для изучения, особенно много затруднений вызывают подсчет суммар-
ной мощности песчаных коллекторов и определение их эффективной
пористости.
В результате применения геофизических методов достигнут
некоторый положительный эффект, но проблема еще не разрешена.
Применяемые при исследовании разрезов скважин зонды по
размеру значительно превышают мощность микропропластков, и по-
этому сопротивления получаются искаженными.
Суммарная мощность песчаных (алевритовых) коллекторов в раз-
резе, представляющем тонкое и частое переслаивание, обычно опре-
деляется детальным визуальным подсчетом песчаных (алевритовых)
прослоев (коллекторов) и глин по керну. Вынос керна должен быть
максимальным, так как весь керн рассматривают, описывают и заме-
ряют. Такая кропотливая и трудоемкая работа была проведена в Став-
рополье геологической службой треста Кавказнефтегазразведка при
нскрытии многочисленными скважинами регионально газоносного
хадумского горизонта в центральном Предкавказье.
При рассмотрении результатов подсчета суммарной песчанистости
методом замера прослойков было установлено, что при таком под-
счете не всегда можно избежать некоторой субъективности. Поэтому
мы предложили метод бороздовой пробы [71 ]. Он зключается в сле-
дующем.
В типичном керне, поднятом на поверхность и освобожденном от ру-
башки глинистого раствора, с четырех сторон делают вертикальные
срезы; затем берут бороздовые пробы, в которые входит мате-
риал не только песчаных прослоев (коллекторов), по и глинистых
(не коллекторов). Производят гранулометрический анализ бороздо-
вой пробы. Для того чтобы определить содержание песка в прослоях
коллекторов, в полученные данные о гранулометрическом составе
бороздовой пробы вносят поправку, вычитая ту часть песчаного
материала, которая рассеяна в виде зерен в цементирующей глини-
стой массе. Для этого тщательно анализируют песчаные прослои
и чистые прослои глин; определяют их гранулометрический состав
и объемные веса (плотности). Зная плотность песка и глины и интер-
вал отбора кериа, определяют суммарный объем этих компопептов
в столбе керна, характеризующего тот или иной интервал глубин.
Далее, зная мощность рассматриваемого интервала, определяют
суммарную мощность песчаных коллекторов; в продуктивных на газ
или нефть пластах определяют эффективную суммарную мощность
песчаных коллекторов до зеркала подземных вод.
Пользуясь этим методом, можно более точно подсчитать степень
песчанистости (суммарную мощность песчаных и алевритовых кол-
лекторов) тонкослоистого песчано-глинистого разреза.
Полученные при этом данные могут быть использованы не только
при подсчете подземных запасов газа или нефти, но и при построении
карт песчанистости изучаемой территории, необходимых при по-
исках этих полезных ископаемых. Такие карты развития песчаных
(алевритовых) коллекторов в хадумском горизонте были построены
нами для Ставрополья [67].
Изучение коллекторов газа Ставрополья показывает, что газовый
горизонт по своему строению не является каким-то единым, однород-
ным, выдержанным в литологическом отношении пластом. Он пред-
ставляет собой систему часто чередующихся друг с другом макро-
и микропрослоев и линз алевритов и глин.
Определение основных геолого-физпческпх параметров пласта,
сложенного осадками такого типа, представляет трудную задачу
[77, 73, 68]. Для ее решения тщательно изучался первичный факти-
ческий материал. Это позволило расчленить хадумские осадки Ставро-
полья на три основных литологических комплекса (сверху вниз):
пачки I, II и III. Промышленный интерес представляют II и III
пачки.
I пачка слагает кровлю хадумского горизонта. Она представлена
глинами алевритовыми, пл этвыми, содержащими редкие изолиро-
ванные микропрослойки алевритового материала.
II пачка сложена алевритами с редкими мпкропрослойками глин.
На Северо-Ставропольской площади во II пачке содержится алеври-
товых коллекторов около 77%, остальная часть пачки (23%) сложена
глинистыми тонкими микропрослоями и сильно глинистыми алевро-
литами, которые не являются коллекторами промышленного значе-
ния. На Пелагиадинской площади II пачка содержит около 56%
алевритовых газовых коллекторов. Мощность ее в Ставрополье неоди-
накова. В направлении на северо-восток, север и северо-запад от
Северо-Ставропольском площади наблюдаются уменьшение мощности
II пачки и замещение ее глинистыми осадками.
Ill пачка характеризуется частыми и тонкими переслаиваниями
алевритовых и алевролитовых мгкропрослоев с глинами. С глубиной
содержание алевритовых прослоев среди глин постепенно умень-
шается. В III пачке Северо-Ставропольской и Пелагиадинской пло-
щадей в среднем содержится около 30% алевритовых коллекторов.
В минералогическом отношении алевритовая часть породы пред-
ставлена кварцем (~80%), глауконитом ( — 7%), полевыми шпатами
(~5%), слюдой (~3%), обломками кремневых пород (~2%) и акцес-
сорными минералами (меньше 1%).
Материал, слагающий породы ,полуокатан; встречается угловатая
и угловато-округлая форма зерен. Среди полевых шпатов различают
зерна плагиоклаза, микроклина и ортоклаза; все они частично
видоизменены вторичными процессами.
Слюдистый материал представлен пластинками мусковита и био-
тита, ориентированными в плоскости напластования. Из акцессорных
минералов различаются единичные зерпа циркона, рутила, турмалина
и сфена. В породах наблюдаются значительные выделения пирита
в виде распыленных образований диаметром меньше 0,008 мм и ско-
плений шнурообразной формы размером до 0,4 мм; встречаются
растительные остатки.
Основная ассоциация минералов тяжелой фракции алевролитов
и алевритов представлена главным образом группой устойчивых
минералов (гранат, цпркон, рутил, турмалин). Глауконит содер-
жится в основном в тяжелой фракции в виде зерен округлой формы
ярко зеленого цвета в количестве до 60%.
Глины хадумского возраста пористостью в среднем 25—26%
и объемным весом 2,0 г /см3 не являются коллекторами; попадая
в виде прослоев в образец песчаной породы, они искажают его кол-
лекторские показатели. Глины отличаются повышенным содержа-
нием остаточной воды, более высокой плотностью и меньшей пори-
стостью, чем песчаный коллектор. В результате, если расчет физиче
ских параметров песчаного коллектора производить без предвари-
тельного удаления из него прослоев глин, то получаются самые раз-
нообразные величины, характеризующие не коллектор газа, а сме-
шанную породу. В этом отношении нельзя согласиться с Ю. С. Мель-
никовой [43], предлагающей для такого типа коллекторов опреде-
лять пористость и остаточную воду на образце с прослойками песков
н глин. Неверен также вывод, что глины, обладающие высокой пори-
стостью и небольшой проницаемостью (до 17 миллидарси?), могут
служить коллекторами для газа, так как пористость глин не харак-
теризует промышленную ценность коллектора, а фиксируемая про-
ницаемость глин явилась, по-видимому, ошибкой или была вызвана
проницаемыми прожилками алеврита.
Основное внимание прп исследовании коллекторов газа указан-
ного типа мы обращали на характеристику собственно коллекторов,
Для чего анализировали физические свойства образцоь песчаных
пород. Там, где тонкое и частое переслаивание песчаных отложений
с глинистыми не позволяло отобрать образец песчаного коллектора
без прослоев глин, применялся петрографический метод изучения
шлифов; подсчитывался пелитовый цемент песчаной породы; послед-
нюю по составу и структуре сравнивали с однотипными образцами,
коллекторские свойства которых были уже оценены. Пользуясь
методом аналогий и выявленных соотношений между содержанием
пелитовых частиц в песчаном коллекторе и основными коллектор-
скими показателями (емкостными и фильтрационными характеристи-
ками), устанавливали величины пористости и проницаемости песча-
ных коллекторов, залегающих в теле глин в виде тонких прослойков.
Было изучено более 2000 образцов горных пород Ставрополья,
что позволило дифференцировать все типы алевритовых пород по
содержанию глинистых частиц, служащих поровым цементом и значи-
тельно влияющих на емкостную и фильтрационную характеристики
породы. В результате была выявлена зависимость между количествен-
ным содержанием глинистых (пелитовых) частиц, подверженных
гидратации, и значениями остаточной воды, эффективной пористости,
плотности п проницаемости. Изучались образцы алеврита, отобран-
ные из различных разрезов хадумского горизонта па Северо-Ставро-
польской и Пелагиадппской площадях.
Из табл. 12 следует, что по мере роста содержания глинистых
частиц в алевритах увеличивается количество остаточной воды и соот-
ветственно уменьшается эффективная пористость.
Таблица 12
Сравнительные данные величин остаточной водонасыщенности и
(1фек1пивной пористости в зависимости от содержания в алевритовых породах
глинистых частиц (хадумский горизонт Ссверо-Ставропольско-
Пелагиадпнского месторождения)
Содержание в алевритовой породе частиц диаметром мень- ше 0,001 мм, % Объемный вес, г/см3 Порис- тость открытая, % Остаточная вода, % от объема пор Пористость эффективная, %
0,0 1.63 40,0 6,72 37,3
3,66 1,70 37,13 19 29,06
4,50 1,68 36,94 25 27,67
5,36 1,70 36,57 28 26,50
5,60 1,72 36,57 25 26,03
6,20 1,68 37,55 31 26,03
5,0 1,67 38,0 30 25,00
10,3 1,68 36,66 40 22,51
10,11 1,71 36,66 44 20,62
11,09 1,70 37,00 50 18,45
12,22 1,70 37,13 55 16,53
12,42 1,72 36,09 57 15,44
Примечание. Модели составлены с более или менее однородным уплотнением,
за исключением первой модели (без глины); остаточная вода определялась косвенными
методами: по соотношению эффективной проницаемости с водонасыщенностью. а также
чаналлчрным методом.
Таблица 1,'
Гранулометрический состав, плотность, связанная (остаточная) вода
и эффективная порпстость алевритов хадумского горизонта
Северо-Ставропольско-Пелагпадинского газового месторождения
Гранулометрический состав, %; диаметр фракций Объем- ный вес, г/см3 Порпстость, % от объема породы
0,25— 0,10 мм 0,10— 0,05 мм 0,05— 0,01 мм <0,01 потеря от 10%-ной НС1, % от- кры- тая запол- ненная остаточ- ной водой эффек- тивная
26,30 47,74 22,30 1.90 1,76 1,70 37,13 8,07 29,06
17,72 33,23 44,55 3,00 1,50 1,68 36,94 9,27 27,67
1,39 1,46 91,79 3,80 1,56 1,70 36,57 15,06 26,50
2,33 59,01 33,06 3,84 1,76 1,72 36,57 10,54 26,03
21,48 31.82 40,50 4,60 1,60 1,68 37,55 11,52 26 03
1,54 51,84 36,32 7,10 2,90 1,68 36,66 14,35 22,31
'6,00 36,06 37,83 8,20 1,91 1,71 36,66 16,04 20,62
0,78 3,78 84,40 9,15 1,94 1,70 37,00 18,55 18,45
2,37 2,94 85,09 9,60 2,62 1,70 37,13 20,60 16,53
1,20 21,08 75,30 10,50 1,92 1.72 36,09 20,65 15,44
В табл. 13 приводятся дополнительные опытные данные об оста-
точной воде в газоносных хадумских алевритах; остаточная вода
шределялась методом капил-
лярных давлений.
Выявленные зависимости
между содержанием глинистых
частиц и остаточной водонасы-
щепностыо изображены на
рис. 9.
Физические свойства пород-
коллекторов газа анализиро-
вались без нарушения есте-
ственного сложения пород, не-
смотря на слабо уплотненное
состояние осадка.
Все образцы, поступающие
в лабораторию для анализа,
были запарафинированы через
марлю на месте их отбора.
Примененный способ парафи-
нирования керна позволил
сохранить в структурном со-
стоянии слабо сцемептпрован-
Содержание пелитовых частиц, %
Рис. 9. Соотношение между пористо-
стью эффективной (с учетом остаточ-
ной воды) и содержанием пелитовых ча-
стиц (алевриты хадумского горизонта’
Северо-Ставронольско-Пелагиадинского
газового месторождения).
ные и рыхлые разности пород.
с большой осторожностью отбирались из керна образцы без нару-
шения структуры для определения их объемного веса.
Результаты изучения объемного веса, пористости и проницае-
мости части образцов помещены в табл. 14.
Таблица 14
Данные о плотности, пористости и проницаемости алевритовых пород
хадумского горизонта Северо-Ставропольской площади
№ скважины Глубина отбо- ра образцов, м Порода Объемный вес, .... . Пористость открытая, % Проницае- мость по газу мпллпдарсн
4 695—700 Алеврит с мпкропрослоями глины 1,75 35,5 315
4 704,3 Алевролит глинистый .... 1,89 30,18 50
4 705—710 Алевролит глинистый с микропро- слоямп глины 1,85 31,50 59
4 710 Алевролит глинистый . . . . . 1,79 32,51 138
4 712 То же ... . 1,82 32,40 72
4 715 Алевролит глинистый с микропро- слоями глины . 1,91 28,65 11
4 720 Алеврит глинистый 1,71 36,59 740
5 720 То же 1,72 36,57 685
5 721 Алеврит слабо глинистый 1,70 36,61 800
5 722 Алеврит рыхлого сложения 1.65 39,0 1400
5 723 То же 1,63 39,4 1500
5 743 Алевролит глинистый с мпкропро- жплкамп глины ..... 1,87 30,74 58
о 745 Алевролит глинистый . . . 1,82 32,59 67
10 772—777 То же 1,81 33,0 ИЗ
11 801—806 Алевролит слабо глинистый 1,75 35,5 340
13 680—685 Алеврит рыхлого сложения 1,61 40,0 1692
13 685—690 Алеврит ... 1,68 38,0 985
17 758—765 Алеврит глинистый 1,73 36,0 520
Табл. 14 показывает, что между плотностью и пористостью суще
ствует определенная взаимозависимость. Она изображена на рис. 10
С возрастанием плотности пород наблюдается уменьшение пори-
стости и проницаемости. Плотность алевритовых пород возрастает
с увеличением содержания в них глинистого цемента, а также прожи-
лок глины.
При хорошей сортированности слагающего породу пластического
материала и его рыхлом сложении возможна зависпмость межд
открытой пористостью и проницаемостью (рис. 10).
Изучение влияния содержания пелитовых частиц в алевритах
на величину остаточной воды проводилось различными способами.
Так, С. М. Оршанская определяла остаточную воду методом влаго-
емких сред [36]. Результаты части этих исследований сведены
в табл. 15.
Помещенные в табл. 15 данные также показывают, что с возра-
станием содержания пелитовых частиц в алевритовой породе наблю-
дается увеличение остаточной водонасыщеиности.
60
Таблица 15
Содержание связанной воды в зависимости от гранулометрического
состава алевритовых пород хадумского горизонта
Севсро-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения
Грануломстоичесипй состав, %; диаметр фракций Связан- ная вода, % ОТ объема породы
0,25—0,10 мм 0,10—0,05 мм 0,05—0,01 мм <0,01 мм потеря от растворения в 10%-ной НС1
1,36 40,90 57,74 0,00 0.0 5,25
3,79 35,13 60,18 1,00 0,0 6,22
0,74 41,42 55,84 2,00 0,0 7,90
1,93 26,95 76,12 5,00 0,0 11,80
28,44 45,12 15,91 8.73 1,8 14,80
1,10 33,50 54,00 10,20 1,2 17,10
0,82 31.40 53,00 13,18 1,6 19,80
6,75 49,05 24,03 18,38 1,85 21,10
0,55 26,61 50,64 19,69 2,51 22,9
0,70 23,60 53,30 21,35 1,05 23,3
0,73 22,32 48,50 25,44 3,01 24.1
25,22 38,60 32.88 3,3 26,0
6,97 47,28 39.26 6,49 26,0
В результате изучения содержания остаточной воды в газоносных
алевритах хадумского горизонта Ставрополья, проведенного лабора-
торией газового пласта ВНИИгаз, выявлена зависимость между
Рис. 10. Соотношение между проницаемостью и пористо-
стью алевритов и алевролитов хадумского горизонта на
Северо-Ставронольско-Пелагиадипском газовом место-
рождении.
1 — пористость отв] ытая я процентах; 2 — объемный вес в г,'с№.
содержанием этой воды и степенью гидрофильности минералов. Так,
в частицах наименьшего диаметра преобладают более гидрофильные
минералы.
Данные минералогического состава показывают, что отдельные
гранулометрические фракции, входящие в состав алевритовой
породы, имеют некоторые различия в минералогическом составе.
В легкой фракции (удельный вес меньше 2,80) с уменьшением
размера зерен наблюдается увеличение количества кварца. Каь
известно, кварц отличается более гидрофильными свойствами, чем
полевые шпаты и глауконит. Поэтому с возрастанием количества
кварца и уменьшением размеров частиц возрастает содержание свя-
занной воды. Во фракциях диаметром от 0,25 до 0,10 мм и от 0,10
до 0,05 мм по сравнению с более мелкими частицами наблюдается
увеличение полевых шпатов и глауконита, что в свою очередь сопро-
вождается уменьшением их гидрофильных свойств.
Такое же распределение минералов в зависимости от размеров
частиц наблюдается и для тяжелой фракции (удельный вес болыш
2,80). Количество слюдистых
минералов, характеризую-
щихся значительной гидро-
фильностью, увеличивается
с уменьшением размера зе
рен.
Содержание остаточной
воды в гранулометрических
фракциях соответствует ка-
чественному распределения
минералов по их гидрофиль-
ным свойствам (табл. 16).
Для уточнения минера-
логического состава частиц
меньше 1 мк под руководст-
вом А. В. Копелповпча было
произведено электронно-ми
кроскопическое исследовани*
алевритовых хадумеких осад-
ков. Исследовали три образца с Северо-Ставропольской площади и три
образца с Расшеватской площади, глинистую суспензию обрабаты-
вали красителями. Данные окрашивания указывали на наличие
смеси монтмориллонита с гидрослюдой.
Электронно-микроскопические исследования показали, что гли-
нистые минералы представлены гелевидным, нечетко ©кристаллизо-
ванным материалом, частицами с расплывчатыми и шишковидными
контурами, характерными для монтмориллонитовой группы (бейдел-
литовый тип). В заметном количестве отмечается примесь удлинен-
ных пластинок гидрослюды. Оптические константы Na = 1,53.
Np = 1,568, Na — Np = 0,015 несколько необычные для монтморил-
лонита и, вероятно, обусловлены, помимо примеси гидрослюды,
железистым составом монтмориллонита. Как известно, глинистые
минералы монтмориллонитовой группы характеризуются раздвижной
кристаллической решеткой и значительной активностью к гидра-
тации.
В зависимости от содержания пелитовых частиц, снижающих
емкостные и фильтрационные свойства, породы хадумского горизонта
Таблица 16
Содержание связанной воды в
гранулометрических фракциях хадумеких
газоносных пород (связанная вода
определена методом влагоемких сред
С. М. Оршанской)
Размер яастпц, мм Количество связанной воды, % от веса породы
насыщение дистиллиро- ванной водой насыщение минерализо- ванной пластовой водой
0,25—0,10 1,79 1,78
0,10—0,05 2,70 2,28
0,05-0,01 5,47 4,40
Ставрополья разделяются на пять групп коллекторов: алевриты,
алевриты глинистые, алевролиты глинистые, алевролиты сильно
глинистые и глины.
Алевриты, содержащие пелитовые частицы (диаметром меньше
0,01 мм) до 5%, имеют пористость 37—41 % и плотность в естественно-
структурном состоянии 1,60—1,70 г!см\ Весьма малые величины плот
ности указывают на рыхлое п слабое уплотненное состояние алеврп
тов. Абсолютная газопроницаемость таких алевритов колеблется
от 800 до 1700 миллпдарсп. Они могут быть отнесены к I и II клас-
сам коллекторов с высокой и очень высокой проницаемостью (69].
Алевриты глинистые, содержащие пелитовые частицы от 5 дс
10%, имеют пористость 35—37%, плотность 1,70—1,75 г! см'3 и абсо-
лютную газопроницаемость от 300 до 8( 0 миллпдарсп. Они отно-
сятся к коллекторам II и III классов с высокой и средней проницае-
мостью.
Алевролиты глинистые, содержащие пелитовые частицы от 10
до 15%, имеют пористость 33—35%, плотноств 1,75—1,81 г!см9
и абсолютную газопроницаемость от 100 до 300 миллпдарсп. Они
относятся к коллекторам III класса со средней проницаемостью.
Алевролиты сильно глинистые делятся в свою очередь на две
группы. Алевролиты первой группы содержат пелитовые частицы
от 15 до 25%, имеют пористость в пределах 26—33%, плотность
1.81—1,91 г!смя и абсолютную газопроницаемость от 10 до 100 мил-
лидарси; они относятся к коллектору IV класса с пониженной про-
ницаемостью. Алевролиты второй группы содержат пепптовые ча-
стицы в количестве более 25%, имеют пористость до 26%, плотность
более 1,91 г/см3 и абсолютную газопроницаемость меньше 10 мил-
лидарси. Они относятся к коллектору V класса с низкой проницае-
мостью.
Глины, не содержащие прослоев алеврита, имеют пористость 24—
26% и плотность 1,94—2,3 г/с№. Высокое содержание, частиц диа-
метром меньше 0,01 мм (в среднем 50%), наличие микропор и запол-
ненность последних остаточной водой делают глины плохим коллек-
тором, не имеющим практического значения.
Группы коллекторов и их коллекторские показатели приведены
в табл. 17.
Коллекторские свойства алевритов, залегающих в тонких про-
слоях среди глин, оценивались петрографическим методом. Это был< -
связано с трудностью отбора достаточных по размеру образцов алев-
ритовых пород из тонкослоистого разреза с целью изучения пх физи-
ческих свойств обычными лабораторными способами.
Изучение петрографических шлифов показало, что в алевритовых
коллекторах, наиболее развитых на Северо-Ставропольской и Пела-
гиадпнской площадях, содержится от 5 до 15% пелитовых частиц.
Такая же величина была установлена при определении грануломет-
рических элементов седиментометрпческим методом.
Исследование шлифов под микроскопом позволило сравнить
состав и характер алевритового материала по всем разрезам
Таблица 17
Емкостные и фильтрационные свойства пород-коллекторов
газоносных хадумских отложений Ставрополья
Порода Содержание час- тиц диаметром меньше 0,01 мм, % Пористость от- крытая, % Пористость эф- фективная, % Объемный вес, е/ см3 Проницаемость по газу, милли- дарси Класс коллектора
Алевролиты рыхлого сложения 0-5 37—41 28—31 1,60—1,70 800—1700 I, П
Адевриты глинистые 5—10 35—37 25—28 1,70—1,75 300-800 II,III
Алевролиты глинистые 10-15 33—35 20-25 1,75—1,81 100—300 III
Алевролиты сильно гли- нистые 15—25 26—33 12—20 1,81—1,91 10-100 IV
25 '26 12 1,91 10 V
коллекторов газа в ха думском горизонте, установить количество
пелитового цемента, а также сопоставить эти данные с физическими
показателями, полученными при лабораторном изучении образцов
пород.
Для основной группы коллекторов Северо-Ставропольской пло-
щади характерно содержание глинистого цемента в среднем около
5% и остаточпой воды 25%.
Изучение петрографических шлифов показало, что алевриты,
залегающие как в тонких, так и в более мощных прослоях, одно-
типные. Поэтому, применяя метод аналогий, можно считать, что физи-
ческие свойства алевритов, определенные в более мощных прослоях,
такие же, как свойства алевритов в тонких прослоях, где из-за техни-
ческих трудностей невозможно установить их физические свойства
в естественном-структурном залегании.
В Ставрополье для определения пластовой водонасыщенности
я эффективной пористости коллекторов газа хадумского горизонта
были пробурены специальные скважины, в которых при вскрытии
продуктивного пласта применяли буровой раствор на безводной
нефтяной основе.
В 1955 г. на Пелагиадинской площади была пробурена скв. 17,
в 1957 г. на Кугультпнской газоносной площадп (включая и Тахтин-
скую) были пройдены скв. 49, 59 п 60, пз которых поднят керн газо-
носных пород с пластовой влажностью. Этот керн изучали лабора-
тории физики пласта ВНИИГАЗ и Ставропольского филиала Гроз-
64
Таблица 18
Результаты изучения керна пород хадумского горизонта
в разрезе скв. 17 Пелагиадинской площади
К» образца Глубина отбора по- роды, м Объемный вес, г]см5 Пористость откры- тая, % Нефтепасыщенпость, % от объема пор Водонасыщепность, % от объема пор сть эффек- средняя для породы с ды), % Породы
Пористо тпвпая (. образца учетом I
2496 (1) 845—850 1,65 39,0 15,18 24,29' 1 29,53 Алеврит рыхлый, с ред- кими микропрослой- ками глины
2496 (2) 845—850 1,63 40,0 17,95 23,98 30,41 Алеврит рыхлый, почти б,-з прослоев глины
2497 845—850 1,63 40,0 15,33 6,72 37,31 Алеврит рыхлый, серый, без глины
2498 845—850 1,70 37,0 20,49 23,61 28,26 Алеврит уплотненный, с микропрослойками глины
2499 845—850 1,75 35,0 33,40 19,90 28,04 Алеврит с редкими про- слоями глины
2500 845—850 1,62 40,0 9,51 30,71 27,72 Алеврит рыхлый, с редкими прослоями глины
2501 845—850 1,73 36,0 18,09 17,43 29,73 Алеврит слабо уплотнен- ный, с редкими про- слоями глины
2504 845—850 1,70 37,0 8,81 30,08 25,87 Алеврит с тонкими мик- ропрослоями глины
2506 845—850 1,70 37,0 19,70 22,05 28,84 Алеврит с тонкими про- слоями глины
2507 850—855 1,75 35,0 10,27 41,10 20,62 Алевролит глинистый
2508 850—855 1,75 35,2 15,94 43,42 19,92 Алеврит глинистый, с микропрослойками глины
2509 850—855 1,76 35,0 13,84 22,76 27,03 Алеврит с прожилками глины ( — 20%)
2510 850—855 1,77 34,6 12,57 33,61 22,97 Алеврит с прожилками глины ( — 30%)
2511 850—855 1,76 35,0 10,89 31,64 23,93 Алеврит с прожилками глины
2512 850—855 1,80 24,4 13,88 33,63 22,83 Алеврит сильно глини- стый, с микропрослой- ками глины
2513 850—855 1,75 35,2 12,73 26,48 25,88 Алеврит слабо глини- стый, с прослойками глины (~20%)
2514 5 За 850—855 ваз 1131. 1,90 29,4 4,78 65,30 10,20 Глина с тонкими про- слойками алеврита (—20%) 65
Продолжение табл. 18
№ образца Глубина отбора по- роды, м Объемный нес, г!см3 Пористость откры- тая, % Нефтенасыщенпость, % от объема пор Водонасыщепность, % от объема пор £ § ° ф г4 5 Л оЗ О ~ О 3 Породы
Пористость тивиая <сре образца п учетом вод.
2515 855—860 1,73 36,0 6,76 43,86 20,21 Алевролит глинистый, слабо уплотненный
2516 855-860 1,73 36,0 19,78 40,47 21,43 То же
2517 855—860 1,79 34,0 7,4* 43,05 19,36 Алеврит слабо глини- стый, уплотненный, с прослоями (до 5 см) глины (-—15%)
2518 855—860 1,65 39,0 6,15 12,00 34,32 Алеврит серый, рыхлый., без глины
2519 855—860 1,65 39,0 15,66 10,22 35.01 То же
2520 855—860 1,75 35,0 12,83 46,47 18,74 Алеврит серый, сильно глинистый, с микро- прожилками глины (-50%)
2521 855—860 1,95 28,0 17,05 43,97 15.69 Глина с тонкими про- слоями и линзами алеврита
2521а 855—860 1,63 40,0 20,08 7,12 37,15 Алеврит серый, рыхлый, без глины
2522 855—860 1,75 35,0 4,68 50,54 17,31 Алеврит глинистый, с прожилками глины
2523 855—860 1,76 35,0 4,09 48,08. 16,83 Алеврит плотный, гли- нистый
2524 855—860 1,70 37,0 22,07 30,33 25,78 Алеврит слабо глини- стый
2525 860—865 1,76 35,0 3,27 52,74 16,54 Алеврит зеленовато-се- рый, сильно глини- стый
2526 860—865 1,82 32,8 3.23 56,85 14,15 Алеврит глинистый
2527 860—865 1,76 35,0 6,78 34,67 22,87 Алеврит серый, глини- стый, глинистые про- слои в виде линз
2528 860—865 1,84 32,0 9,72 40,23 12,87 Чередование прослоев алеврита серого и глины (по 50%)
2529 865—870 1,81 33,0 5,18 45,97 15,17 Частое переслаивание серых алевритов и глины; алеврита 60%, глины 40%
2530 865—870 1,91 29,0 1,68 56,83 16,48 Алевролит сильно гли- нистый, с прослоями глины и линзами алев- рита
66
Продолжение табл. 18
№ образца Глубина отбора по- роды, м Объемный вес, г/см3 Пористость откры- тая, % Нсфтенасыщенпость, % от объема пор Водонасыщенность, % от объема пор Пористость эффек- тивная (средняя для образца породы с учетом воды), % Породы
2531 865—870 1,78 36,0 9,94 39,15 21,91 Алеврит серый, глини- стый, с прожилками глины (30%)
2532 865—870 1,81 33,0 6,11 52,64 15,63 Алевролит плотный, сильно глинистый, с прослоями глины
2533 865—870 1,91 29,0 4,09 54,08 17,85 Микролинзы серого алеврита среди глин ц алевролита глинистого
2534 865—870 1,81 33,0 4,23 55,82 18,42 Алевролит с прослоями алеврита и глин
2585 865—870 1,85 31,50 4,08 64,14 11,30 Алевролит сильно глини- стый, с микропросло- ями глин и алеврита
2536 865—870 1,95 28.0 25,37 48,41 14,45 Глина алевритовая, с микролинзами алеври- та
2537 865—870 1,76 35,0 — 42,83 20,01 Алеврит глинистый, с прослоями глины
2538 865—870 1,78 34,0 4,28 44,66 18,82 Алеврит слабо уплотнен- ный, с прослоями глин ( — 30%)
2541 870—875 1,94 28,0 11,03 63,05 10,35 Глина с прослойками алеврита
2542 870—875 1,94 28,0 3,01 56,23 12,26 Глина алевритистая, с прослоями алеврита
2543 870—875 1,95 27,5 15,68 81,40 5,12 Глина с тонкими про- слоями алеврита (-20%)
2544 870—875 1,68 38,0 17,67 22,67 29,39 Алеврит рыхлый, с ред- кими прожилками глины
2545 870-875 1,95 27,5 9,84 62,15 10,41 Глина с микропрожил- ками алеврита
2546 870—875 1,68 38,0 10,15 23,99 28,88 Алеврит серый, рыхлый, с редкими прожилка- ми глины
2547 875—880 1,86 31,0 2,7 46,36 16,63 Алевролит сильно гли- нистый
2548 875—880 1,95 27,50 3,88 80,26 5,43 Глина с тонкими и ред- кими прожилками и микролинзами алев- рита
5*
Продолжение табл. 18
№ образца Глубина отбора по- роды, м Объемный вес, г/см3 Пористость откры- тая, % Нофтенасыщенность, % от объема пор Водонасыщенпость, % от объема пор DTb эффиК- зредняя для породы с юды), % Породы
Пористо! тпвпая (< образца учетом г
2549 875—880 1,95 27,50 2,75 74,06 7,13 Г липа алевритовая, с присыпками и линза- ми алеврита
2550 875—880 1,84 32,0 0,33 19,60 13,33 Алевролит сильно гли- нистый, с прослоями глины
2551 875—880 1,95 27,5 6,10 76,91 6,95 Глина алевритовая, с присыпками и микро- линзами алеврита
2552 875—880 1,75 35,2 19,17 49,7 17,71 Алевролит глинистый, с небольшими линзочка- ми алеврита и прожил- ками глины
2553 880-885 1,95 27,8 18,11 67,45 9,05 Глина с тонкими про- жилками светло-серо- го алеврита
2554 880—885 1,85 31,5 24,57 46,05 10,06 Алевролит сильно гли- нистый
2555 880—885 1,87 30,5 30,57 52,23 14,57 Переслаивание алеври- тов, алевролитов и глин (по 33%)
2556 880—885 1,75 35,4 10,19 55,75 15,67 Алеврит глинистый, се- ро-зеленого цвета, с мпкропрожилкамп глины
2557 880—885 1,80 33,7 19,79 41,22 19 81 Алевролит глинистый, серо-зеленый, с про- слоями глины (~40%)
2558 880—885 1,78 34.8 19,90 25,79 25,83 Алевролит с прослоями глин и светло-серого алеврита
2559 880—885 1,65 39,0 29,02 8,14 35,83 Алеврит рыхлый, без глины
2560 885—890 1,85 31,5 15,45 41,76 18,35 Алевролит глинистый, с микрон рос леями серо- го цвета алеврита и глин
2561 885—890 1,86 31,2 18,11 53,47 14,52 Алевролит глинистый, серо-зеленый, с про- слоями глин и линза- ми серого алеврита (редко)
Продолжение табл. 18
№ образца Глубина отбора по- роды, м Объемный вес, г/см* Пористость откры- тая, % Нофтенасыщонность, % от объема пор Водонасыщопность, % от объема пор Порпстость эффек- тивная (средняя, для обра зца породы с учетом воды), % Породы
2562 890—895 1,88 30,2 19,14 26,33 22,25 Частое чередование глин с алевритом серым
2563 890—895 1,85 31,5 3,86 19,04 25,50 Алевролит плотный, с присыпками и линза- ми светло-серого алев- рита
2564 890—895 1,92 29,0 15,79 21,57 22,75 Глина серая, с топкими прожилками светло-се- рого алеврита
2565 890—895 1,85 31,0 17,98 14,28 26,57 Тонкое переслаивание алеврита светло-серого и глины
2566 895—900 1,78 34,0 4,54 51,88 16,36 Алеврит глинистый, зе- леновато-серый, с тон- кими глинистыми про- жилками
2567 895—900 1,96 27,0 1,45 68,81 8,42 Глина темно-серая, с прослоями и линзами светло-серого алеврита
2568 895—900 1,95 28,20 2,78 46,39 15,12 Частое переслаивание светло-серого алеврита (40%) с глиной (60%)
2569 895—900 1,82 32,80 1,65 47,39 17,26 Алеврит с прожилками глины (30%)
2570 895—900 1,88 30,20 0,30 55,56 13,42 Частое переслаивание глины с алевритом
2571 895—900 1,75 35,20 7,05 24,14 26,70 Алеврит светло-серый, слабо уплотненный, с тонкими прослоями темно-серой глины
2572 900—905 1,82 32,80 5,22 52,61 15,55 Алеврит с тонкими про- жилками глины (-30%)
2574 900—905 1,72 36,40 21,89 29,47 25,67 Алеврит глинистый, с микропрослоями глины
2576 900—S05 1,97 26,80 0,89 61,41 10,34 Глина с тонкими про- жилками алеврита
НИИ, а также лаборатория физики пласта ВНИИ [43]. Сотрудники
ВНИИ рассчитывали среднее значение остаточной водонасыщенности
суммарно для пород смешанного состава (для переслаивания). В наз-
ванной работе отрицается применимость каких-либо косвенных
методов определения остаточной водонасыщенности; в этой же работе
неверно излагается наш взгляд на определение пористости песчаных
коллекторов в условиях частого переслаивания с глинами, а также
Отрицается необходимость подсчета суммарной мощности песчаных
коллекторов. Авторы работы приходят к неверному выводу о про-
дуктивности глинистых пород в связи с их проницаемостью и высо-
кой пористостью. Исходя из этих неверных положений, они рекомен-
дуют определять пористость не только коллектора (в общепринятом
понимании), но и всех глинистых пропластков, составляющих обра-
Рис. 11. Соотношение между остаточной водонасыщенностью и содержанием
глинистых частиц в алевритовой породе (газоносный хадумский горизонт Се-
веро-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения).
I — остаточная вода определена прямым методом по образцам пород из скв. 17 Пелагиадин-
ской площади; 2—остаточная вода определена косвенным методом. По оси ординат отло-
жено содержание частиц диаметром <0,001 мм в средней пробе породы, представленной тон-
ким переслаиванием алевритов и глин.
зец породы. Наиболее интересной частью выполненной работы
являются изучение химического состава остаточной воды и определе-
ние водонасыщенности электрометрическим путем.
Рассмотрение табл. 18 показывает, что с увеличением содержания
в породе глин возрастает величина водонасыщенности. Так, алеврит
рыхлого сложения серого цвета содержит остаточную воду в коли-
честве 6,72% (образец № 2497), 12% (образец № 2518), 10,22%
(образец № 2519) и 7,12% (образец № 2521а). Приведенные значения
остаточной воды характеризуют алевриты рыхлого сложения,
содержащие незначительное количество пелитовых частиц (диамет-
ром меньше 0,01 мм). При наличии в них пелитовых частиц больше
5% величина остаточной воды возрастает до 23,98% (образец № 2496)
и 30,71% (образец №2500).
С появлением в алевритах прожилок и микропрослоев глин
величина остаточной воды, определенная для всей породы, резко
возрастает, однако она, как указывалось выше, характеризует
не собственно коллектор газа (алевриты и алевролиты), а среднее
70
состояние водонасыщенности всего образца. Это наглядно видно
из табл. 19 и рис. 11.
При сопоставлении данных, помещенных в табл. 12, с рис. 11
можно наблюдать достаточно хорошее наложение точек на линию
графика. Последнее указывает на то, что значения остаточной водо-
насыщенностп, определенные косвенным (табл. 12) и прямым (табл. 19)
методами, весьма близки.
Таблица 19
Гранулометрический состав и остаточная вода образцов пород,
представленных тонким переслаиванием алевритов и глин
(по бороздовой пробе); хадумский газоносный горизонт,
скв. 17 Пелагиадинской площади
№ образ- ца Гранулометрический состав, %; диаметр фракций Содержание легко раст- воримых в 10%-пой НС1 солей, % Остаточная водоиасы- щенность, % от объе- ма пор
0,25—0,10 мм 0,10—0,05 мм 0,05—0,01 мм 0,01—0,005 мм 0,095—0,001 мм <0,001 мм
2497 — — 6,72
2560 0,55 26,17 40,90 1,69 13,02 12,17 5,50 41,76
2561 0,54 14,18 40,66 12,52 7,71 15,61 8,78 53,47
2567 0,17 19,15 39,91 8.94 10,77 13,76 7,30 68,81
2568 4,50 26,46 39,96 5,25 5,25 11,82 6,/6 46,39
2570 0,44 24,16 26,14 10,99 12,92 12,18 13,17 55,56
2572 0.69 27,61 36,29 5,75 7,08 12,83 9,75 52,61
2577 0,15 7,99 38,91 12,83 13,6(> 18,42 8,04 85,36
2579 0,66 9,51 48,42 6,63 11,57 15,24 7,97 80,12
2589 0,42 15,59 29,95 12,92 14,18 18,44 8,50 90,47
2582 0,03 5,78 36,48 11,97. 16,92 16.78 11,98 79,01
2496 9,00 22,89 31,22 13,16 14,53 5,69 3,51 23,98
2514 3,55 24,82 42,43 5,95 4,66 15,40 3,19 65,30
2521 1,78 44,17 20,85 8,05 12,26 9,89 3,00 43,97
2529 0,28 38,99 27.87 2,85 12,29 11,98 5,74 45,97
2531 0,45 43,89 30,65 5,65 5,65 8,87 4,84 39,15
2535 0,62 22,36 32,40 1,70 10,93 15,26 7,73 64,14
2538 0,19 41,99 33,42 0,95 6,18 11,25 Ь,02 44,66
2541 0.95 23,84 27,81 4,82 16,20 14,89 12,29 63,05
2543 0,11 19,15 28,75 8,06 17,49 16,73 9,71 81,40
2547 0,24 28,07 39,43 2,01 8,20 13,68 8,37 46,36
2549 2.67 8,50 43,44 7,40 14,26 15,60 8,13 74,06
2551 0,13 10,85 46,55 5,97 11,60 16,71 8,19 76,91
2554 2,46 31,18 35,02 4,14 10,18 9,83 7,19 46,05
2556 0 39 21,60 32,89 5,78 17,04 13,63 8,67 55,75
Экспериментальные работы, проведенные на моделях алевритов
из хадумского горизонта Ставрополья, показали, что остаточная водо-
насыщенность, определенная косвенными методами (капиллярным
71
методом по соотношению между эффективной проницаемостью и водо-
насыщенностью) и прямым методом, имеет близкие значения.
В табл. 20 приведены некоторые сравнительные данные, характе-
ризующие содержание остаточной воды в газоносных алевритах
Ставрополья, полученные различными методами.
Табл. 20 показывает, что величину остаточной воды в породах-
коллекторах газа ориентировочно можно
определять с помощью
косвенных методов, не
прибегая к специаль-
ному бурению дорого-
стоящих скважин.
Установлено, что в
алевритовых коллекто-
рах газа, в основном
развитых на Северо-
Ставропольской пло-
щади, в среднем содер-
жится около 5% пели-
товых частиц. В соответ-
ствии с этим остаточная
водонасыщенность але-
вритов равна 30%.
Изучая остаточную
водонасыщенность ха-
думских газоносных
отложений в разрезе
скв. 17 прямым мето-
дом, мы интересовались
Таблица 20
Данные о содержании остаточной воды
в газоносных алевритах хащмского горизонта
Северо-Ставропольско-Пелагиадинского
месторождения, полученные разными методами
Содержание в породе I -С Остаточная вода, % от объема пор
частиц диаметром mci ше 0,01 мм, % 1 метод капиллярных давлений метод соотношения эффективной прони- цаемости и водона- сыщенпости метод влагоемких сред прямой метод (в ап- парате Закса ЛП-4)
0 13 7—1 i 13 7—12
2 •—- 20 22 20
5 26 27 32 24—31
10 50 — 49 44
возможностью сопоставления установленных величин с результа-
тами, полученными косвенным методом — по соотношению прони-
цаемости с эффективной пористостью (72]. С этой целью резуль-
таты, приведенные в табл. 18, и данные о проницаемости были пред-
ставлены в виде средних значений (табл. 21).
Рассмотрение табл. 21 показывает, что величины остаточной водо-
насыщенности, полученные рассматриваемыми методами, в среднем
совпадают [64].
Наибольшая проницаемость пород (1000—140 миллидарси) отме-
чается в верхней части разреза отложений 845—865 at), представлен-
ных преимущественно алевритами и отчасти алевролитами, содержа-
ние которых в сумме составляет около 57% от рассматриваемой мощ-
ности; меньшие значения проницаемости (100—40 миллидарси и
меньше) наблюдаются в толще переслаивания (ниже 865 м) глин
(70%), алевритов и алевролитов (табл. 21).
Изучение содержания остаточной воды в газоносных отложениях
разреза скв. 17 по электрокаротажным данным [43J позволило уста-
новить ее среднее значение: 1) по содержанию хлоридов в остаточной
воде оно равно 56,1 % и 2) по содержанию хлоридов в пластовой
воде — 69,85%. Некоторые исследователи считают, что водонасы-
Таблица 21
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
хадумских газоносных пород в разрезе скв. 17 Пелагиадинской площади
(средние данные для алевритовых и алевролитовых коллекторов)
Глубина, м Число анализов Объемный вес, г!см? Проницаемость по газу, миллидарси Пористость, % Остаточная водонасы- щениость, % Порода
прямой метод расчет по графику
845-850 9 1,68 1000 38,0 22,1 26,2 Алеврит рыхлый, е очень редкими микро- прослоями глины
850—855 8 1,78 180 34,2 37,2 35,7 Алеврит слабо глини- стый, с микропрожил ками глины (—20%)
855—860 И 1,73 500 35,8 34,2 30,1 То же (~15%)
860—865 4 1,79 140 33,7 46,1 40,1 Алеврит и алевролит глинистые, с микро- прослоями глины
865—870 10 1,83 80 32,1 50,4 44,0 То же
870—875 6 1,86 50 31,6 51,6 46,1
875—880 6 1,88 40 ЗиЛ 57,8 50,1 Алевролит сильно гли- нистый, с прослоями глины
880—885 7 1,81 100 33,2 42,4 45,8 Переслаивание алеврита и алевролита глини- стых (по 30%) с гли- ной (40%)
885—890 2 1,85 60 31,3 47,6 45,7 Алевролит глинистый, с прослоями глины
890—895 4 1,88 40 30,4 20,3* 50,5 Тонкое переслаивание алевролита с глиной
895—900 6 1,86 50 31,2 49,0 45,5 То же
900—905 1,84 60 32,0 47,8 46,8 »
Средневзге- шенное 76 1,82 192 32,8 42,2 42,2
• Природа «сухих» алевролитов не выяснена.
щенность продуктивных горизонтов, определенная при анализе
кернов прямым методом, всегда занижена из-за частичной потери
воды вследствие разгазпрования при подъеме керна на поверхность
[43]. Поэтому они приходят к выводу, что наиболее точный резуль-
тат при определении остаточной водонасыщенности следует ожидать
от геофизического метода (по содержанию хлоридов в остаточной воде).
Однако, по нашему мнению, пека нельзя судить о потерях остаточ-
ной воды в результате разгазпрования керна при подъеме. Происхо-
дят ли они вообще? Не объясняется ли недонасыщенность порового
пространства остаточной водой и нефтяным фильтратом бурового
раствора (при прохождении продуктивного пласта на безводной
нефти) не дегазацией, а, наоборот, наличием в породах газа, занимаю-
щего часть порового пространства. Кроме того, при определении хло-
ридов в водной вытяжке, несомненно, в глинистых прослоях их будет
больше, чем в алевритах, поэтому в среднем в водной вытяжке кон-
центрация хлоридов может оказаться выше, чем в пластовой воде.
Кугулътинское месторождение
Хадумские газоносные осадки, более или менее однородные на
Северо-Ставропольской и Пелагиадинской площадях, меняют свой
литофацпальный состав в южном, северном, северо-западном и северо-
восточном направлениях. В тех же направлениях наблюдается опре-
деленная закономерность в изменении промышленных показателей
пластовых коллекторов [67]. Полоса максимального развития кол-
лекторов алевритового типа в хадумском горизонте проходит с запада,
юго-запада через Северо-Ставропольскую и Пелагиадинскую пло-
щади и продолжается к северо-востоку, охватывая юго-восточный
склон Кугультинского поднятия и заходя в него с северо-востока уз-
ким фестоном [67]. Однако основная часть Кугультинско-Тахтин-
ского поднятия характеризуется развитием алевролитов глинистых,
с прослоями глин, прожилками и включениями алевритов. Песчаные
фации, характерные для основной зоны развития песчанистости в ха-
думском горизонте, к западу и северу от нее постепенно изменяют
свой состав на глинистый, что отражается в развитии соответствую-
щих групп коллекторов и в дебитах газа [67].
Как указывалось выше, из скв. 49, 59 и 60 был поднят керн газо-
носных пород с пластовой влажностью. Наиболее подробно микро-
скопически были изучены образцы, отобранные из разреза скв. 60.
Иногда мы ограничивались макроскопическим описанием (скв. 49
и 59).
В разрезе скв. 49 объектом изучения были породы, залегающие
на глубинах 683,5—689,7 м. В скв. 59 изучался керн, отобранный
из трех интервалов глубин хадумского горизонта. Породы в интер-
вале 583,6—587,6 м (образцы № 5776—5780) представлены алевроли-
том глинистым, темно-серым, с присыпками, гнездами, линзами,
не ясно выдержанными микропрослоями алеврита серого, довольно
рыхлого. В интервале 589,0—589,3 л1 (образцы № 5780—5781) зале-
гает глина алевритовая, темно-серая, с многочисленными линзами,
гнездами, микропрослоями алевролита глинистого, темно-серого
и в меньшей степени алеврита светло-серого. В интервале 589,3—
592,7 м (образцы № 5782—5783) отмечается алевролит, аналогичный
алевролиту из интервала 583,6—587,6 м.
В разрезе скв. 60 изучены два интервала: 597—601 м (образцы
№ 5698, 5687—5695) и 601—605 л1 (образец № 5697). Породы на глу-
бине 597—605 м охарактеризованы (литологически, микрофаунисти-
чески и по данным электрокаротажа) как хадумские отложения,
верхи которых представлены глиной серой, плотной, с зелеными
пятнами, гнездами и сплошными участками, обогащенными глауко-
нитом. Под глауконитовой глиной непосредственно залегает алевро-
лит темно-серый до бурого, переслаивающийся с глиной темно-серой,
алевритпстой и алевритом серым, рыхлым.
В разрезе скв. 60 преобладают алевролиты глинистые, крупно-
зернистые, олигомиктовые, неравномерно глинистые и ожелезненные,
с обломками фауны.
Обломочный материал, слагающий алевролиты и изученный в шли-
фах, составляет 60—65% всей массы породы. Представлен он в основ-
ном полуокатанными, реже неокатанными зернами (0,04—0,15 леи);
в меньшем количестве присутствует мелкоалевритовая фракция
д0,05—0,02 мм). *
Обломочный материал располагается в виде замкнутых линз,
гнезд и неясно выдержанных микропрослоев алеврита. Характерны
также линзы ожелезненного глинистого вещества и глинистые микро-
прослои, обогащенные крупными зернами глауконита (0,2—0,3 мм).
Минералогический состав обломочной части алевролитов сравни-
тельно однороден. Основным компонентом является кварц (до 80%),
полевые шпаты присутствуют в количестве 8—10%. Отмечаются пла-
гиоклазы, ортоклазы и микроклины. Глауконит (аутигенный 7—
10%) наблюдается в виде свежих и сильно видоизмененных (до
гидроокислов железа) зерен. Помимо указанных минералов, присут-
ствуют мусковит и хлорит; из акцессорных минералов наблюдаются
единичные зерна циркона, граната, турмалина, анатаза, дистена,
сфена.
Цементирующим материалом (до 30—35%) в породе служит гли-
нистое тонкодисперсное и тонкочешуйчатое вещество, неравномерно
ожелезненное, с показателем преломления больше 1,54 и высоким
двупреломлением. Тип цементации базальный, неравномерно сгуст-
ковый.
Рассмотрение газоносных пород в разрезах скв. 49, 59 и 60 пока-
зывает, что если в скв. 49 и 59 между прослоями глин залегают алев-
риты глинистые и алевриты рыхлые, то в скв. 60 преимущественно
развиты алевролиты глинистые. Последнее обстоятельство отра-
жается в снижении дебитов газа по сравнению с другими скважи-
нами, а также в уменьшении суммарной мощности алевритовых
коллекторов.
В лаборатории физики газового пласта ВНИИГАЗ были изучены
33 образца керна пород с пластовой влажностью (табл. 22), из ко-
торых только 12 образцов характеризуют газоносный коллектор.
В Ставропольском филиале ГрозНИИ Т. Ф. Корягина изучила
НО образцов алевритовых и глинистых пород, отобранных пз тех
же скважин.
В табл. 23 приведены результаты совместного изучения остаточ-
ной водонасыщенности в алевритовых и алевролитовых газоносных
коллекторах хадумского горизонта Кугультинского месторождения.
Таблица 22
Результаты изучения остаточной водонасыщенности пород хадумского горизонта в разрезах скв. 59, 49 и 60
Кугультинского газового месторождения
№ образца Глубина отбора, м Порода Пори- стость откры- тая, % Объем- ный вес, а/с.и3 Плотность зерен, г/см3 Пластовая водонасы- щенность, % от объе- ма пор Пористость эффективная (средняя для образца поро- ды), %
Скв. 59 5776 583,6-587 6 Алевролит глинистый, томно-серый, с присыпками серого алеврита . . 31,95 1,81 2,66 70,24 9,51
5777 То же 30,92 1,81 2,62 70,50 9,12
5774 »
57?9 Алевролит глинистый, темно-серый, с присыпками серого алеврита (подсушен) 29,39 30,71 1,85 1,85 2,62 2,67 70,G9 44,97 8,61 16,90
5780 589,0-589,3 Алевролит глинистый, темпо-серый 34,73 1,81 2,62 52,33 16,56
5781 589,3-592,7 Глина алеврптистая, с прослоями алевролита буровато-серого и се- рого, местами преобладает алевро- лит глинистый 26,67 1,87 2,55 97,16 0,76
5782 Алевролит глинистый, с включе- ниями более светлого и менее глинистого алевролита 29,06 1,88 2,65 60,46 11,49
5783 Скв. 49 Алевролит глинистый, буровато-се- рый, с липзовидными включе- ниями более светлого алевролита и с прожилками черной глины 29,73 1,82 2,59 59,82 11,95
5786 683,5-687,5 Алевролит сильно глинистый, с про- жилками и прослоями глины 28,12 184 2,56 92.60 2,08
№ образца Глубина отбора, м Порода
Скв. 49
5788 680,5-689,7 Алевролит глинистый, с прожилками и прослоями черной глины . . ,
Скв. 60
5772 597-601 Алевролит глинистый, плотный, с присыпками але1рпта темпо-се- рого, с прослоями глины ....
5773 То же
5774 Алевролит темно-коричневый, почти черный, глинистый, с присыпками алеврита
5775 Алевролит темно-коричневый, силь- но глинистый, с присыпками алеврита темпо-серого, с про- слоями глины
5G81B 597-601 Алевролит буровато-серый, глини- стый
5681г Алевролит глинистый
5681д Алевролит сильно глинистый, се- рый, с прослоями глины ....
5682а Глина алевритовая, бурая, до чер- ной, с присыпками алеврита се- рого и прослоями алевролита глинистого
Продолжение табл. 22
Пори- стость откры- тая, % Объем- ный, вес, г/см3 Плотность зерен, г/сл13 Пластовая водонасы- щешю( ть, % от объе- ма пор Пористость эффективная (средняя для образца поро- ды), %
28,51 1,83 2,56 89,24 3,07
32,07 1,80 2,65 94,74 1,69
32,33 1,80 2,66 91,85 2,64
31,34 1,84 2,68 76,47 7,37
30,30 1,84 2,64 86,24 4,17
36,17 1,72 2,83 . 64,53 12,83
34,91 1,79 2,75 71,45 9,97
26,48 1,86 2,53 85,82 3,76
30,12 1,81 2,59 77,68 6,72
№ образца Глубина отбора, м Порода
Скв. 60
56826 Глина алевритовая, бурая, до чер- ной, с присыпками серого алев- рита и с пятнами и гнездами светло-серого алеврита
5683 Глина алевритовая, бурая, почти черная, с присыпками и гнездами серого алеврита
5684 Алевролит глинистый
5685 Глина алевритовая, бурая, почти черная, с присыпками и про- слоями серого алеврита
5686 Глина слабо алевритовая, почти черная, с присыпками и про- слоями серого алеврита
5687 Алевролит глинистый, буровато- серый почти черный, плотный, с линзами светло-серого алеврита и прожилками глины
5688 Глина алевритистая, буровато-се- рая, плотная, с присыпками и гнездами алеврита серого ....
5689 Алевролит сильно глинистый, с про- слоями глины, плотный, с при- сыпками и гнездами алеврита светло-серого
Продолжение табл. 22
Пори- стость откры- тая, % Объем- ный, вес, г/см3 Плотность зерен, г/см3 Пласто'-ая водонасы- щенность, % от объе- ма пор Пористость эффективная (средняя для образца поро- ды), %
• •
28,57 1,85 2,59 86.64 3,82
34,54 1,82 2,78 83,21 5,60
30,00 1,84 — 57,80 12,66
30,00 1,85 — 98,79 0,36
30,00 1,85 — 85,92 4,22
28,74 1,81 2,54 88,87 3,20
29,80 1,79 2,55 97,27 0,82
29,41 1,80 2,55 94,33 1,67
№ образца Глубина отбора, м Порода
Скв. 60
5690 Алевролпт сильно глинистый, с про- слоями глины, плотный, с при- сыпками и гнездами алеврита светло-серого . .
5691 Алевролит глинистый, темно-серый, до бурого, плотный, с прослоями светло-серого алеврита .....
5692 Алевролит глинистый, плотный, серовато-бурый, с присыпками алеврита серого
5694 597-601 Алевролит глинистый, плотный, с присыпками серого алеврита, с прослоями глины
5694а Глина бурая, почти черная, алеври- товая, с единичными присыпками алеврита
5695 Алевролит сильно глинистый, почти черный, с присыпками алеврита и прожилками глины ......
5696 Алевролит сильно глинистый, бу- рый, до черного, с присыпками серого алеврита и с прожилками глины . .
Продолжение табл. 22
Пори- стость откры- тая, % Объем- ный, вес, г/ с.и3 Плотность, зерен, г/см3 Пластовая водопасы- щенность, % от объе- ма пор Пористость эффективная (средняя для образца поро- ды), %
32,71 1,79 2,66 80,33 6,44
34,80 1,78 2,73 72,71 9,50
34,57 1,76 2,69 75,45 8,49
30,00 1,85 — 93,62 1,91
32.45 1,79 2,65 93,90 1,98
30,94 1,83 2,65 94,95 1,69
30,57 1,84 2,65 89,66 3,16
Таблица 23
Результаты изучения остаточной водонасыщенности и эффективной
пористости коллекторов газа хадумскэго горизонта в разрезах скв. 59 и 60
Кугультинского месторождения
№ образца Глубина отбора керна, м Содержа- ние частиц диаметром меньше 0,01 мм, % Остаточ- ная вода % Порп- стость эффек- тивная, % Порода
Скв. 59
5776 583,6—587,6 — 70,24 9,51 Алеврэлит сильно гли- нистый
5777 1 — 70,50 9,12 То же
5778 — 70,69 8,61 »
2416 10,83 22,85 25,63 Алевролит глинистый, с прослоями (1—6 мм) алеврита
/463 17,70 44,89 26,37 Алевролит глинистый, с линзами алеврита
2418 20,7 38,56 19,66 То же
2421 17,72 29,30 24,27 Алевролит глинистый, с прослоями (1—3 мм) алеврита
2422 19,98 33153 22,84 То же
2430 5782 5783 589,3—592,7 15,78 27,10 60,46 59,82 24,90 11,49 11,95 Алевролит сильно гли- нистый То же
5780 Скв. 60 589—589,3 52,33 16.56
56?1в 597-601 — 64,53 12,83
5774 — 76,47 7,37 »
5681г — 71,45 9,97
5684 — 57,80 12,66 »
5691 — 72,71 9,50 »
5692 — 75.45 8.49
2360 43,56 «2,94 5,30 »
2361 50,24 87,03 4,10 Глина алевритовая, с включениями алев- рита
2364 45,45 76,96 7,75 Алевролит сильно гли- нистый
2367 39,11 69,80 10,70 Алевролит сильно гли- нистый, с 1ключе- ниями алеврита
2371 34,82 64,00 10,75 То же
2374 49,81 76,17 7,64 Алевролит сильно гли- нистый
80
Из табл. 23 следует, что среднее значение остаточной
водонасыщенности в алевролитовых и алевритовых
коллекторах равно 60,1% и среднее значение эффективной
пористости 13,3%. По данным табл. 23 составлен график
(рис. 12).
При изучении петрографических шлифов алевритовых и алевро-
литовых пород хадумского горизонта Кугультинского месторо-
ждения мы определяли количество пелитового цемента. Пользуясь
графиком (рис. 12), можно установить остаточную водонасыщен-
ность.
В табл. 24 приведены данные о величинах остаточной воды и эф-
фективной пористости, определенных прямым и косвенным методами.
Для того чтобы косвенным путем определить с помощью графика
(рис. 12) эффективную пористость и вычислить остаточную водо-
пасыщенность, необходимо
знать проницаемость. В ре-
зультате изучения проницае-
мости 25 образцов (опреде-
лена лабораторией Став-
ропольского филиала Гроз-
НИИ) и сопоставления дан-
ных с открытой пористостью
был построен график
(рис. 13, частный случай).
На основании рассчитанной
таблицы была построена
фактическая кривая, которая
сглаживалась (рис. 13) по
формуле у = ах + Ь; по-
стоянные коэффициенты а и
b соответственно равны 0,015
и 30,6; у — пористость от-
крытая; х — проницаемость.
Пользуясь этим графи-
ком, по известным значениям
открытой пористости алев-
ритовых и алевролитовых
Таблица 24
Сравнительные средние данные
определения остаточной воды и
эффективной пористости коллекторов газа
хадумского горизонта Кугультинского
месторождения прямым и косвенным
методами
Остаточная
вода, % объе-
ма пор
Пористость
эффектив-
ная, %
я
а>
g»s
с 3
и я
24* 31,3 60,1 61,0
28 ** 32,5 — 63,0
12
12
• Образцы пород отобраны из скв. 59 и 60,
пробуренных на безводном растворе.
• • Образцы пород оюбраны из скв. 2, 7, 10,
11, 12, 13, 14, 23, 27 и «2, пройденных с при-
менением обычного бурового раствора.
пород устанавливали про-
ницаемость. Средневзвешенная величина проницаемости коллек-
торов газа оказалась равной 17 миллидарси. По проницаемости,
зная тип породы (алевролиты с преобладанием крупноалеврптовой
фракции) и используя график (рис. 8), устанавливали эффективную
пористость [72]; делением эффективной пористости на открытую
пористость определяли коэффициент газонасыщенности и остаточную
водонасыщенность.
Приведенные ранее расчеты остаточной водонасыщенности в кол-
лекторах газа Кугультинского месторождения [68] были уточнены
(табл. 24).
6 Заказ 1131
81
Из таблицы видно, что данные, полученные косвенным и прямым
методами, примерно совпадают.
В разрезе скв. 54 получены следующие результаты [43]: а) по
содержанию хлоридов в остаточной воде остаточная водонасыщен-
ность газоносных пород определена в 76,3%; б) по содержанию хло-
Содержание пелитовых часгии,
диаметром < 0,01мм, %
Рис. 12. Соотношение между содер-
жанием пелитовых частиц, остаточ-
ной водой и эффективной пористо-
стью алевритовых и алевролитовых
коллекторов газа хадумского гори-
зонта на Кугультинском месторож-
дении.
1 — содержание остаточной воды; 2 —
пористость эффективная.
Проницаемость по газу, миллидарс.
Рис. 13. Соотношение между пори-
стостью (открытой) и проницаемостью
для алевролитов газоносного хадум-
ского горизонта Кугультинского место-
рождения.
1 — фактическая кривая; 2 — сглаженная
кривая.
ридов в пластовой воде она равна 79%. Несомненно, и в этом случае
концентрация хлоридов в водной вытяжке смешанной породы (алев-
। олпты с тонкими прослоями глин) выше из-за прослоев глин, поэ-
тому точность метода в данных условиях весьма относительна.
Александровское месторождение
Притоки газа и нефти в разрезе Александровской площади [67]
приурочены к двум песчано-алевритовым пачкам, по возрасту отно-
сящимся к зеленой свите (верхний продуктивный горизонт) и свите
Горячего Ключа (нпжппй продуктивный горизонт).
Мощность продуктивной пачки зеленой свиты колеблется в пре-
делах 52—62 Л1, увеличиваясь в северо-западном направлении Пачка
неоднородна по разрезу, средняя ее часть представлена алевро-
литами и мелкозернистыми песчаниками; к кровле и подошве ее
82
наблюдается увеличение глинистого материала (прослои и пелитовый
цемент).
По данным промысловых измерении газ в продуктивном гори-
зонте зеленом свиты заполняет весь пласт (до 60 м мощности) и только
на северном крыле уступает место нефтяной оторочке мощностью
6 м. Пластовое давление в газовой залежи равно 86 ат.
Нижний продуктивный горизонт расположен в кровле свпты
Горячего Ключа, газовая залежь занимает купольную часть струк-
туры. Мощность ее достигает 39 м, пластовое давление равно 98,7 ат.
Коллекторы представлены алевролитами и мелкозернистыми пес-
чаниками. Дебиты газа нижнего продуктивного горизонта исчис-
ляются 1250 м3/сутки. Эти две залежи являются газоконденсат-
ными.
Верхний газоносный горизонт. Продуктивный
горизонт зеленой свпты по литологическим признакам разделяется
на три пачки, из которых лучшими коллекторскими свойствами
обладает средняя II пачка. К ней приурочены скопления нефти,
вскрытые скв. 22, 24, 26. Геологические данные показывают, что
продуктивный горизонт зеленой свиты постоянен по мощности, но
неоднороден как по площади, так и по разрезу.
Породы I пачки верхнего продуктивного горизонта зеленой свиты
представлены алевролитами крупнозернистыми, зеленовато-серыми,
неравномерно глинистыми и известковистыми, плотными, перехо-
дящими в верхней части в глину алевритистую.
Коэффициент сортированное™ составляет 4,3—5,7. Обломочный
материал в основном состоит из кварца ^до 80%) и полевых пшатов
(до 8%). Содержание слюды, обломков кремнистых и эффузивных
пород составляет 2—3%, глауконита до 15—20%.
Из аутигенных минералов в алевролитах отмечаются глауконит,
рутил, доломит, кальцит, пирит, образующий скопления микроаг-
регатов.
В алевролитах содержится карбонатно-глинистый цемент (до 20—
30%) базального типа, а также неравномерно сгустковый, предста-
вленный глинистым тонкодпсперсным веществом с равномерно рас-
пределенным в нем микрозернистым карбонатом.
Коллекторские свойства I пачки характеризуются следующими
показателями (средние данные): пористость открытая 22,82%, газо-
проницаемость до 2 миллпдарси.
Породы II пачки верхнего продуктивного горизонта представлены
в основном алевролитами олигомиктовыми, светло-серыми, слабо
глинистыми, рыхлыми. В меньшей степени присутствуют песчаники
мелкозернистые, олигомиктовые, светло-серые, слабо глинистые,
рыхлые, последние распространены в северо-западной части Алексан-
дровской площади, тогда как алевролиты развиты в ее юго-восточной
части.
Обломочный материал в песчаниках хорошо отсортирован по
форме и размеру, форма зерен полуокатанная, реже окатанная,
размеры зерен колеблются в пределах 0,2—0,08 мм, преобладают
6*
83
размеры 0,12—0,16 мм. Коэффициент сортированности изменяется
в пределах 1,8—2,4.
Обломочная часть песчаников представлена в основном кварцем
(до 90%), полевые шпаты присутствуют в количестве 5—8%, разли-
чаются как плагиоклазы, так и калишпаты решетчатые и нерешет-
чатые. Наблюдаются единичные лейсты мусковита и биотита, а облом-
ки эффузивов и кварцитов отмечаются в количестве 3—4%. Из аути-
генных минералов встречаются единичные зерна глауконита, а также
пинит, сидерит. Количество цементирующего глинистого материала
в породе очень невелико — до 3%, цемент выполнения
мор.
В отдельных разностях алевролитов II пачки, помимо глинистого
цемента, отмечаются регенерационный кварцевый, а также пири-
товый и глауконитовый цементы выполнения пор. Характер распре-
деления их сгустковый, количество не превышает 0,5—1%.
Такое малое количество глинистого и других указанных типов
цементов отражается в довольно высоких коллекторских показа-
телях пород II пачки. Коэффициент сортированности алевролитов
составляет 1,01—1,4. Среднее значение пористости этих пород 26,3%
и газопроницаемости 714 миллидарси.
Породы III пачки продуктивного горизонта зеленой свиты пред-
ставлены алевролитами крупнозернистыми, зеленовато-серыми, гли
нпстыми, плотными, участками ожелезненными, неясно-микросло-
истыми, и песчаниками мелкозернистыми, зеленовато-серыми, гли-
гастыми, неясно-микрослоистыми. Коэффициент сортированности
равен 1,9—2,3.
Минералогический состав обломочной части алевролитов анало-
гичен породам I и II пачек, наблюдается только увеличение слюди-
стого материала до 10% и глауконита до 10—15% за счет уменьше-
ния кварцевого материала. Цемент в алевролитах железисто-слюдисто-
глинпстый (30—35%) базального типа, распределение его сгусткового
характера. Гидраты окиси железа и пирит неравномерно пропиты-
вают тонкочешуйчатое слюдисто-глинистое вещество, образуя лин-
зовидную микрослопстую текстуру породы. В отдельных образцах
алевролитов цементом является глинистое тонкочешуйчатое веще-
ство, равномерно пропитанное аморфным и полукристаллическим
кремнеземом.
Песчаники мелкозернистые, алевритовые, олпгомпктовые, с гли-
нистым, участками глауконитовым цементом. Минералогический
состав песчаников аналогичен песчаным породам II пачки продук-
тивной толщи зеленой свиты; отличительной чертой является увели-
чение глинистого материала в цементе с 2 до 12%.
Увеличение глинистого материала в цементе пород III пачки,
а также значительное содержание глинистых микропрослоев и линз
снижают коллекторские показатели этих пород. Среднее значение
открытой пористости пород-коллекторов III пачки 25,6% и прони-
цаемости 150 миллидарси
Мы изучили остаточную воду косвенным методом — по соотно-
Таблица 25
Результаты изучения эффективной пористости (с учетом остаточной
воды) и проницаемости газоносных I, II и ill пачек
верхнего продуктивного горизонта (зеленая свита)
Александровского газоконденсатного месторождения
№ сква- жины Интервал отбора образцов, Л» Мощ- ность слоя, м Порис- тость откры- тая, % Пористость эффектив- ная, % Проницае- мость, милли- дарси
Пачка I
13 1102,35—1104,25 1,9 — 5 2,9
19 1036,94-1041,94 5,0 22,00 — —
20 984—986 2,0 22,89 — —
20 993,75—994,45 0,7 25,28 — —
16 992,63—1000,93 8,3 15,26 9 5,0
16 8,3 21,69 5 1,0
8,3 23,10 5 0,2
1000,93—1010,43 9,5 23,78 5 1,3
18 1014,6—1019,40 4,8 20,22 5 6,3
1019,4—1025,4 6,0 25,12 5 1,0
1014,4—1019,4 5,0 28,06 5 5,0
Средневзвешенные
значения 22,80 6 2,0
Пачка II
13 1104,25—1109,0 4,8 -— 18,0 189
1109—1111,5 2,5 — 21,5 1530
1117.5—1121,4 3,9 — 15,0 125
14 1020,3—1025,4 5,1 24,89 — —
16 1010,43—1019,03 8,6 29,28 20,5 1190
8,6 27,63 19,8 985
18 1028,90—1033,70 4,8 25,75 17,0 376
1028,90—1033,70 4,8 26,92 180 47'1
13 1044,0—1049 5,0 23,22 19,50 858
5,0 26,92 21,55 696
1049—1054,3 5,3 27,56 22,30 690
1038,9—1039,5 0,6 28,85 23,50 752
0,6 28,57 23,80 814
1044—1049 5,0 26,56 21,00 430
19 1056,44—1060,89 4,5 20,23 — —
1046,04—1050,44 4,4 28,89 — —
20 1007,4—1012,4 5,0 26,31 —- —
5,0 26,41 -— —
22 1030,2—1036,9 6.7 27,24 21,00 452
6,7 26,06 21,50 603
25 1030.9—1036 5,1 26,30 23,62 710
1030,9—1036 5,1 27,10 16,50 271
5.1 27,63 22,50 683
26 1016,36—1019,56 3,2 25,56 23,00 3776
3,2 25,37 — —
1021,56—1025,06 3,5 26.21 21,49 1233
1025,06—1028,36 3.3 27,04 21.10 401
3,3 26,82 23,07 851
Продолжение табл. 25
№ сква- жины Интервал отбора образцов, м Мощ- ность слоя, м Порис- тость откры- тая, % Пористость эффектив- ная, % Прони- цаемость, милли- дарси
3,3 26,74 21,46 531
3,3 26,11 21,41 284
1028,36—1032,08 3,7 25,64 21,23 526
3,7 26,33 —- —
3,7 25.91 — —
1032,08—1037,08 5,0 26,53 21,23 820
26 1032,08—1037,08 5,0 28,21 26,52 86
5,0 24,07 20,22 158
1037,08—1042,08 5,0 26,79 19,56 423
5,0 24,36 19,49 623
Средневзвешенные 26,30 20,60 714
значения
Пачка III
5 1065,5—1073,2 7,7 — 5,00 0,1
18 1049—1054,3 5,3 26,22 14,00 56
16 1024,73—1032,73 8,0 27,00 19,00 617
8,0 29,77 18,50 511
8,0 30,83 21,40 222
1032,73—1012,83 10,1 28,57 8,50 13
10,1 29,10 10,00 32
25 1046,1—1052,7 6,6 16,36 5,00 5
1052,6—1060 7,3 19,62 5,00 5
1052,7—1060 7,3 19,22 5,00 5
Средневзвешенные 25,60 11,20 149
значения
шенпю эффективной газопроницаемости с водонасыщенностью [74].
Данные изучения коллекторских свойств сведены в табл. 25.
Рис. 14. Соотношение
между проницаемо-
стью и эффективной
пористостью алевро-
литов зеленой свиты
на Александровском
газовом месторожде-
нии.
Сопоставление величин эффективной пористости алевролитов
с их проницаемостью (табл. 25) позволило установить определенную
зависимость между ними (рис. 14). Остаточная водонасыщенность
и эффективная пористость определялись также с помощью геофизи-
ческих измерений.
В табл. 26 приведены сравнительные данные определения оста-
точной водонасыщенности и эффективной пористости по керну и гео-
физическим исследованиям.
Табл. 26 показывает, что
по данным геофизических
измерений остаточная водо-
насыщенность меньше, чем
по керну. Эффективная по-
ристость оказалась соответ-
ственно выше по БКЗ, чем
по керну. Близкие резуль-
таты получены для пород II
и III пачек.
Для 1 пачки эффектив-
ная пористость, установлен-
ная по БКЗ, оказалась почти
в 2 раза больше, чем по
керну. Однако низкие зна-
чения проницаемости, характерные
Таблица 26
Сравнительные данные определения
остаточной водонасыщенности и
эффективной пористости по БКЗ и керну
Пачка Остаточная водонасыщен- ность, % Пористость эффектив- ная, % Проницае- мость, милли- дарси
по БКЗ ПО керну ИО БКЗ ПО керну
I 55 75 10,3 5,6 2,0
U 20 21 21,3 20,6 714
III 48 56 11,9 11,2 149
I пачки,больше
соот-
для
пород
ветствуют меньшей величине эффективной пористости, определенной
по керну.
Нижний газоносный горизонт. Газовая залежь
приурочена к верхней части палеоценовых песчаных отложений
(свита Горячего Ключа) мощностью несколько сот метров. Верхняя
часть этой толщи (сверху вниз) сложена глинами, алевролитами
и песчаниками.
Алевролиты крупнозернистые, песчанистые, олигомиктовые, с
карбонатно-глинистым (15—20%), неравномерно распределенным
цементом. Обломочный материал (80—85%) сравнительно хорошо
отсортирован по форме и значительно хуже по размеру. Коэффициент
сортированности алевролитов с преобладанием крупноалеврнтовой
фракции колеблется от 1,20 до 2,03, он увеличивается у алевролитов
с меньшим содержанием этой фракции (вследствие увеличения коли-
чества пелитовых частиц) от 2,7 до 7,3. Обломочная часть породы
состоит в основном пз чистых зерен кварца (80%). Полевые шпаты
(7—8%) представлены плагиоклазами и калпшпатами, отдельные
зерна которых пелитизпрованы. Слюдпстыи материал наблюдается
в виде единичных удлиненных пластинок мусковита, реже биотита.
Обломки кремнистых пород отмечается в количестве 2—3%.
Пз аутигенных минералов в алевролитах встречены глауконит (10%),
'чдерит (2—4%) и пирит, которые присутствуют как в обломочной
части породы, так и в цементе. Песчаники характеризуются одно-
родным гранулометрическим и минералогическим составом.
87
Таблица 27
Результаты изучения эффективной пористости (с учетом остаточной
воды) и проницаемости пород-коллекторов нижнего продуктивного
горизонта (свита Горячего Ключа) Александровского месторождения
№ сква- жины Интервал отбора образцов, м Мощ- ность слоя, м Порис- тость от- крытая, % Пористость эффектив- ная, % Проница- емость пО газу, миллидарси
14 1020,3—1025,4 5,1 25,18 15,50 165
1170,05—1174,45 4,4 24,10 16,50 212
15 1115,29—1120,49 5,2 25,16 19,00 96
5,2 25.06 16,00 157
1120,49—1125,49 5,0 24,99 21,00 300
5,0 20,56 8,00 10
1139,99—1144,99 5,0 19,98 7,80 8
5,0 27,29 23,00 1920
16 1126,83—1135,48 8,65 28,06 15,00 68
8,65 25,00 5,00 2
8,65 23,82 5,00 2
8,65 24,40 5,00 5
8,65 25,44 4.00 0,2
8,65 22,06 10,00 10
1135,48—1142,98 7,50 23,90 9,50 8
7,5 31,65 16,00 78
7,5 28,52 10,00 10
7,5 25,28 10,20 И
1142,98—1149,78 6,8 26,67 15,20 133
6,8 26,47 13,00 76
6,8 26,87 15,00 103
6,8 28,15 21,50 249
6,8 30,51 19,73 231
1149,78—1158,88 9,1 27,04 20,20 241
1158,88—1167,13 8,25 26,21 20,45 22?
8,25 28,25 11,00 52
8,25 26,71 20,35 238
8,25 23,31 — —
8,25 25,94 13,00 72
21 1110,79—1116,25 5,46 26,26 11,00 20
5,46 21,88 11,20 24
1132,37—1136,47 4,1 20,52 —- —
4,1 24,38 — —•
1145,72—1150,82 5,1 22,99 14,00 84
5,1 23,23 9,50 6
22 1146,55—1151,55 5,0 22,70 19,50 247
1151,55—1155,55 5,0 22,99 5,00 4
1166,85—1171,85 5,0 25,49 17,Ои 349
25 1169,74—1173,14 3,40 26,12 14,00 81
1193,3—1196,3 3,00 26,20 20,59 270
Средневзвешенные значения 25,40 13,40 124
88
Песчаники мелкозернистые, алевритистые, олигомиктовые, с гли-
нистым, участками сидеритовым и глауконитовым цементом.
Обломочный материал (90—95%) хорошо отсортирован по форме
и плохо по размеру. Преобладают зерна угловато-округлой формы,
размер их в основном колеблется от 0,12 до 0,16 мм; примесь алеври-
тового материала (0,1—0,01 мм) составляет 15—40%. Содержание
мелкопесчаной фракции (0,1—0,25 мм) колеблется в них от 49 до
80%, крупноалевритовой (0,05—0,1 мм) — от 14 до 37%, глинистой
« 0,01 мм) — от 4 до 6%. Коэффициент сортпрованностп изме-
няется от 1,4 до 2,8.
По минералогическому составу обломочной части песчаники
почти полностью идентичны песчанистым алевролитам, залегающим
выше.
Таблица 28
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
газоносных пород Александровского газоконденсатного месторождения
различными методами
Горизонт, свита Пачка Количество образцов Остаточная вода, % Порпстость эффектив- ная, % Проницаемость, миллидарси Порода
по БКЗ по керну по БКЗ по керну
Зеленая свита, верхний газо- носный гори- зонт I 10 55 75* 78 ** 10,3 5,6* 5** 2 Алевролит круп- нозернистый, глинистый
II 41 20 21 20 21,3 20,6 21 714 Алевролит песча- нистый; песчаник мелкозернистый, алевритовый
III 10 48 56 42 11,9 11,2 15 149 Песчаник мелко- зернистый, алев- ритистый
Свита Горячего Ключа, нижний газоносный горизонт — 40 — 47 41 — 13,4 15 124 Алевролит круп- нозернистый, пес- чанистый; песчаник мелкозернистый, алевритистый
• Остаточная водонасыщенность и пористость эффективная в этой колонке определе-
ны опытным путем по соотношению эффективной газопроницаемости с водонасыщенностью.
*• Пористость эффективная и остаточная водонасыщенность в »той колонке определе-
ны путем пересчета с помощью графика [721, выражающего соотношение между проницае-
мостью и эффективно! пористостью для различных гранулометрических типов песчано-
алевритовых пород.
89
Цементирующим материалом (5—7%) является глинистое тонко-
дисперсное вещество, частично пропитанное карбонатом (сидерит)
микрозернистого строения и пиритом, образующим линзы и невы-
держанные микропрослои. В цементе выделяются участки глауко-
нитового состава; тип цементации обычно поровый.
Коллекторские показатели нижнего газоносного горизонта, в том
числе и эффективная пористость, определенная с учетом остаточной
воды [74], представлены в табл. 27.
Рассмотрение коллекторских свойств пород палеоцена показы-
вает, что проницаемость их колеблется в пределах 0,2—1920 мпл-
лпдарси и эффективная пористость — от 4 до 23%; средневзвешенные
величины (табл. 27) следующие: пористость открытая 25,4%, оста-
точная водонасыщенность 47%, пористость эффективная 13,4%
и проницаемость 124 миллпдарсп.
Сопоставление данных об остаточной водонасыщенности газо-
носных пород на Александровском газоконденсатном месторождении
(табл. 28) показывает, что результаты, полученные в процессе опы-
тов с керном [74], сопоставимы с данными, полученными по графику
[72]; сравнительно близкие результаты отмечены для всех трех рас-
сматриваемых методов определения остаточной водонасыщенности
пород.
Северо-западное Приазовье
Полоса газопроявлений располагается вдоль западного побе-
режья Азовского моря от г. Бердянска на северо-востоке до г. Ге-
ническа на юго-западе, продолжаясь к Сивашу.
Метановые газопроявления в северо-западном Приазовье в ос-
новном приурочены к сарматским и отчасти к киммерийским отло-
жениям, которые были вскрыты рядом скважин. Наиболее полно
газоносные горизонты были исследованы в бассейне р. Дому злы
и в ее устьевой части (лиман Тубальский). Здесь обнаружены четыре
таких горизонта.
Первый залегает в основании и в нижней части киммерийских
отложений. Газовмещающими породами здесь являются железистые
песчаники с различной плотностью, мощностью от 2 до 10—15 м
н алевриты, залегающие над этими песчаниками, перекрытые пачкой
глин.
Киммерийские отложения, развитые в указанном районе, не-
посредственно подстилаются породами сарматского возраста. В верх-
ней части сарматских отложений прослеживается пласт водоносных
песков мощностью от 10 до 19 м.
Толща водоносных песков книзу постепенно обогащается про-
слойками глин и переходит в газоносные пачки, к которым приуро-
чены второй, третий и четвертый газоносные горизонты.
Второи газоносный горизонт мощностью от 9 до 17 м представлен
черными глинами, пронизанными тонкими миллиметровыми про-
слоями пылеватого мелкозернистого пепельно-серого песка.
К средней и нижней частям пачки черных глин приурочены пес-
чаные линзы мощностью 1—2 м, которые содержат скопления газа.
Второй газоносный горизонт отделяется от третьего слоем водонос-
ных алевритов мощностью от 0,5 до 5,5 м. Третий газоносный гори-
зонт мощностью до 5 м также представлен глинами, содержащими
тонкие прослои, включения и присыпки мелкозернистого газонос-
ного песка.
Четвертый газоносный горизонт мощностью 1,5—6 jii отделен от
третьего 8—10-метровой пачкой глин. Он также характеризуется тон-
ким переслаиванием глин с песками и алевритами. Книзу постепенно
увеличивается содержание глинистых прослоев. Сарматские отло-
жения заканчиваются базальной пачкой черных глин мощностью
до 10 м, которые подстилаются породами второго средиземномор-
ского яруса.
Продуктивные горизонты сарматских отложений состоят в основ-
ном из черной и темно-серой сланцеватой глины с прослойками очень
тонкого пепеловидного песка [67].
Комплекс песчано-глинистых сарматских отложенпй морфоло-
гически очень похож на современные лиманные грязи северо-запад-
ного Приазовья. Преобладают темно-серые и черные сланцеватые
глины в различной степени опесчаненные, местами переходящие
в алевриты.
Песчанистые глины пронизаны включениями темно-серых пыле-
ватых песков и алевритов (от тончайших присыпок до прослоек
в несколько миллиметров), которые являются коллекторами газа,
Вследствие такой неравномерной обогащенности глин песчаным
материалом, даже в небольшом образце породы макроскопически
можно наблюдать все переходы от песчанистой глины до глинистого
песка с промежуточными алевритовыми участками.
Для выяснения физических свойств, петрографических особен-
ностей и минералогического состава газовмещающих песчано-глини-
стых отложенпй было произведено комплексное лабораторное иссле-
дование ряда образцов этих пород.
Газовмещающпе породы сармата под микроскопом оказались
весьма близкими как по составу, так и по структуре. Различие на-
блюдалось лишь в количественном соотношении глинистой и пласти-
ческой частей.
В шлифе ясно видны включения тонкозернистого глинистого
песка в основной массе песчанистой глины. Эти гнездовидные вклю-
чения самой причудливой формы не имеют резких границ с окру-
жающей глинистой массой.
Кластпческая часть породы представлена алевритовым мате-
риалом и тонкозернистым песком весьма плохой окатанностп. Размер
зерен колеблется от 0,02 до 0,3 мм, преобладает 0,05 мм. Форма
зерен обычно неправильная, поверхность корродирована.
Главной составной частью песчаного материала является кварц.
В значительном количестве входят полевые шпаты, глауконит и руд-
иые минералы. Встречаются слюдистые и эпидото-цоизитовые
минералы. Из акцессорных минералов попадаются циркон, турмалин,
рутил, амфиболы, ставролит, дистен и др. Кроме того, в некоторых
шлифах встречены довольно крупные (до 0,3 jujii) обломкп раковин,
инкрустированные кальцитом, а иногда выполненные пиритом или
аморфным кремнеземом. Для минералогического исследования' была
взята нерастворимая пластическая часть породы размером от 0,25
до 0,01 jitjt. Пелитовая же часть породы « 0,01 jtjn), как трудно
изучаемая иммерсионным методом, не исследовалась. Фракция диа-
метром от 0,25 до 0,01 мм разделялась па тяжелую удельного веса
более 2,75 и легкую удельного веса менее 2,75. Последняя для удоб-
ства исследования дополнительно разделялась на две части также
по удельному весу.
Каждая из выделенных частей породы исследовалась под микро-
скопом иммерсионным методом с количественным подсчетом мине-
ралов.
Легкая фракция (удельный вес менее 2,75) состоит главным обра-
зом из кварца, содержание которого не менее 30% и достигает 90%.
Вторым основным компонентом являются минералы глин и облом-
ки глинистых пород. Их содержание непостоянно и меняется от 6
до 60%. Много также органических остатков (иногда до 21% от веса
легкой фракции). Полевые шпаты входят постоянной составной
частью в количестве от 3,5 до 12,5%. Очень характерно присутствие
почти во всех образцах глауконита в незначительном, но выдержан-
ном количестве (около 3%). Постоянное содержание мусковита
и хлорита не превышает 2%. В большинстве образцов содержится
до 1% аморфного кремнезема, попадаются обломки кремнистых
организмов (радиолярий).
В составе тяжелых фракций (удельный вес более 2,75) наблю-
дается большое, хотя и не выдержанное содержание группы железо-
рудных минералов, колеблющееся от 12,5 до 67%. Среди них главное
значение имеет пирит (от 8 до 64%) и подчиненное магнетит с ильме-
нитом (от 2 до 24,5%). Содержание глауконита удельного веса более
2,75 значительно колеблется от 1 до 45%, достигая в среднем 14%.
Бурые окислы железа, которые являются главным образом про-
дуктами окисления пирита и глауконита, содержатся обычно в коли-
честве 2%, достигая в отдельных образцах 25%. Содержание бес-
цветной слюды колеблется от 3 до 17%. Биотит и зеленая слюда
присутствуют не во всех образцах в количестве от 1 до 2%. Фракция
содержит от 3 до 38% нерудных непрозрачных минералов и от 2,5
до 4,5 % эпидото-цоизитовых минералов. Амфиболы содержатся в до-
вольно постоянном количестве: от 2 до 6%, приближаясь в среднем
к 3%. Они представлены главным образом роговой обманкой и тре-
молитом, изредка встречаются глаукофан, актинолит и бесцветная
роговая обманка. Содержание пироксена всего 1%, и он отмечается
не во всех образцах.
Характерным для тяжелой фракции является хотя и небольшое,
по постоянное и выдержанное содержание реликтовых акцессорных
минералов, столь важных для корреляции и палеогеографических
построений. Во всех исследованных образцах обнаружено присут-
ствие следующих акцессорных минералов: циркона от 1,5 до 4,5%,
дистена от 1 до 6%, турмалина от 1 до 2,5%, рутила от 1 до 2%, став-
ролита от<^ 1 до 1,5%, силлиманита от<^ 1 до 2%, граната от
1 ДО 1 %, титанита (сфено) от 1 до 1 %, апатита от <Z 1 до 1 %.
Кроме того, спорадически присутствуют бурая шпинель от<^ 1 до
1 (в шести образцах), анатаз<1 % (в трех образцах), брукит< 1%
(в одном образце).
Ассоциация циркона, титанита, апатита указывает на происхо-
ждение обломочных материалов за счет разрушения магматических
пород гранитного типа.
В то же время одновременное нахождение зерен дистена, силли-
манита, ставролита, граната, турмалина и рутила свидетельствует
о накоплении материала за счет разрушения метаморфических пород
типа кристаллических сланцев. Спорадическое присутствие зерен
ильменита, анатаза и шпинели говорит о связи реликтовых мине-
ралов с основными кристаллическими породами.
Значительное содержание магнетита свойственно осадкам, про-
исшедшим за счет разрушения большинства изверженных и мета-
морфических пород.
Как видно из перечисленных ассоциаций реликтовых минералов,
в формировании сарматских осадков принимали участие продукты
разрушения изверженных и отчасти метаморфических пород. В поль-
зу этого предположения говорит также повышенное содержание
кварца и калиевого полевого шпата в легкой фракции
Значительное содержание глауконита может быть объяснено
как образованием его в процессе седиментации осадков сармата,
так и привносом извне при разрушении осадочных пород, содержащих
глауконит, и осаждением аллотигенного материала. Плохая сорти-
рованность обломочного материала в песчанистых глинах сармата,
угловатость обломков твердых минералов и сохранность полевошпа-
товых зерен свидетельствуют о незначительном пути транспорти-
ровки террпгеновоп массы (на современной геологической карте
кристаллические породы выходят на дневную поверхность несколько
севернее с. Ново-Васильевки).
Увеличение мощности песчаной фации сармата к северу от иссле-
дуемого района объясняется приближением к кристаллическому
массиву питающей провинции.
Транспортировка продуктов разрушения кристаллического мас-
сива была возможна путем сноса короткими горными потоками
и дальнейшего переноса реками; отложение шло в прибрежных
участках моря типа современных лиманов.
В непосредственной близости к исследуемому району обнажаются
магматиты красных гранитов Приазовского кристаллического мас-
сива.
Продукты разрушения разнообразных изверженных метаморфи-
ческих и осадочных пород проходили сравнительно небольшой
путь и отлагались в Азово-Кубанской впадине.
93
При исследовании нами газоносных горизонтов сарматских отло-
жений Приазовья выяснилось, что черные глины в значительной
степени содержат поглощенный натрий и обладают высокой емкостью
поглощения (табл. 29).
Таблица 29
Емкость поглощения и содержание поглощенного натрия
в черных сарматских глинах Приазовья
№ сква- жины Глубина отбора образца, .« Образец Емкость поглощения, мг-экв Поглощенный натрий (по Гедройцу)
на 100 г сухой навески на 100 г су- хой бескар- бонатной навески в мг-эке па 100 г сухой навески в % ем- кости погло- щения
103 97,0—105,6 Исходный 35,37 — 28.58 80,80
Частицы
<0,001 мм 60,70 70,01 —
Исходный 46.14 — 18,79 40,72
108 87,7—97,7 Частицы 0,001 мм 59,10 61,10 —
Исходный 41,86 — 26,45 63,18
Частины
109 83,1—108,6 <0,001 мм 68,70 77,44 — —
При высокой емкости поглощения процент поглощенного натрия
колеблется от 40,72 до 80,80% от общей емкости поглощения.
Результаты валового химического анализа сарматских глин
в процентах от сухой исходной навески показаны в табл. 30.
Таблица 30
Результаты валового химического анализа сарматских глин Приазовья, %
№ сква- жины Глубина отбора образца, м 2 П о СЧ CD Aloog MnO СаО MgO К2О О см СЗ <п о (Л Р2О5 <м о о Гумус
103 97,0—105.6 59,20 5,10 18,10 0,05 0,32 2,20 1,21 0,82 3,39 0,07 — 3,35
108 87,7—97,7 54,56 5,47 20,48 Следы 0,82 2,07 1,33 0,95 2,73 0,003 1,29 2.39
109 83,1—108,6 56,20 5,38 18,69 0,05 0,90 2,31 1,38 0,86 3,75 0,007 1,81 1,88
Примечание. Гидратная вода содержится в количестве от 5>7 до 7,5%.
Для характеристики частиц диаметром меньше 0,001 мм, был
проведен сокращенный валовой химический анализ тонких частиц,
выделенных из черных сарматских глин (табл. 31).
Из анализов (табл. 30, 31) видно, что в исходной навеске черной
сарматской глины содержится несколько больше АДОз, СаО, чем
Таблица 31
Результаты сокращенного валового химического анализа частиц
диаметром меньше 0,001 мм, %
№ сква- жины Глубина отбора образцов, м <м О сл СО о Ф Ь СО о С1 МпО СаО MgO <N О о Гумус Гидрат- ная вода
103 97,0—105,6 49,60 5,36 23,58 Следы 2,65 1,10 0 3,50 9,26
109 83,1—108,6 50,07 5,96 24,39 » • 4,08 3,44 0,17 2,31 9,35
в навеске, состоящей из частиц диаметром меньше 0,001 лы; в по-
следней содержится больше гумуса и гидратной воды, чем в первой.
Емкость поглощения также значительно выше у частиц диаметром
меньше 0,001 мм.
По скв. 103, 108 и 109 был проведен сокращенный анализ водных
вытяжек (табл. 32).
Таблица 32
Результаты сокращенного анализа водных вытяжек, %
№ сква- жины Глубина отбора об- разца, м Плот- ный ос- таток Прока- ленный остаток Водо- раство- римый гумус Са2+ Mg2+ so2-
103 97,0—105,6 0,956 0,737 0,76 0.010 0,0006 0,37
108 87,7—97,57 1,171 0,543 1,00 1,00 0,015 0,18
109 83,1—108,64 0,958 0,670 1,40 0,006 . 0,0009 0,34
Водная вытяжка сильно окрашивалась в бурый цвет.
В поглощающем комплексе черных сарматских глин присут-
ствует натрий; при действии на них водного раствора довольно
легко происходит диспергация частиц и в первую очередь вымы-
ваются гумусовые вещества, которые придают фильтрату бурую
окраску.
С этим же явлением связан бурый цвет пресной воды в горизонте
водоносных алевритов с битой ракушкой в сарматских отложениях,
который распространен на территории, прилегающей к Тубальскому
лиману.
Значительное содержание натрия в поглощающем комплексе
черных сарматских глин п высокая дисперсность пород объясняют
высокую набухаемость этих глин (до 700%).
При визуальном определении глина обладает значительной микро-
пористостью и находится в пластическом состоянии, примерно соот-
ветствующем пределу раскатывания по Аттербергу. Последнее обус-
ловлено тем, что она содержит очень много глинистых частиц (до
71,58%), значительную часть которых составляют частицы колло-
идального дробления (до 40%).
Для характеристики дисперсности черных сарматских глин
в табл. 33 мы приводим данные ультрамеханического анализа (по ме-
тоду Гедройца, в процентах на сухую навеску).
Как видно из табл. 33, содержание частиц коллоидного дро-
бления в глинистой фракции черных сарматских глин достигает 40%,
что дает право отнести их к классу высокодисперсных глин. Этим
обстоятельством можно объяснить высокую естественную влажность
в черных сарматских глинах (до 93%, считая от объема пор). Плот-
ность глинистых пород колеблется от 2,65 до 2,73 г/см3, объемный
вес — от 1,45 до 1,78 г км3 и пористость — от 34 до 47%.
Таблица 33
Результаты ультрамеханического анализа сарматских глин Приазовья
№ сква- жины Глубина отбора образца, м Размер фракций, мм; содержание фракций, %
1-0,25 0,25-0,05 0,05-0,01 0,01-0,005 0,005-0,001 0,001-0,00022 <0,00022
103 97,0—105,6 0 0,20 12,80 12,58 16,32 9,07 20,93 28,10
108 87,7—97,7 0 0,05 0,81 2,15 12,09 8,71 25,83 40,36
109 83,1—108,6 0 0,21 4,83 3,87 17,69 14,31 19,05 4’1,04
Значительное содержание натрия в поглощающем комплексе
черных сарматских глин приводит к нежелательным результатам
при отборе газа из эксплуатационных скважин.
Если водоносные горизонты, залегающие выше над продуктив-
ными слоями, хорошо перекрыты и влага на забой скважины не попа-
дает, то обычно газ, находящийся в сухих песчаных коллекторах,
нормально поступает в скважину и разрушение забоя скважины не
наблюдается. Даже при небольшом поступлении воды на забой
скважины по затрубному пространству или из газовых коллекторов
(если они содержат гравитационную влагу) происходит быстрое
разрушение забоя скважины.
Глинистая порода чрезвычайно быстро теряет связность, превра-
щается в грязь и создается глинисто-песчаная пробка в стволе сква-
жины, что приводит к аварии.
Газовмещающие породы представлены главным образом мелко-
зернистыми песками и алевритами, залегающими в толще сарматских
глин в виде тонких прослоев, присыпок и линз весьма небольшой
мощности, от долей миллиметра до 1—2 мм. Обычно эти прослои
мелкозернистых песков и алевритов отделены друг от друга тонкой
глинистой перегородкой и по существу представляют собой огромное
количество микролинз, вкраплений песка и алеврита в толще черных
высокодисперсных сланцеватых сарматских глин.
96
Такая микролинзоватость весьма заметна при просмотре свежих
образцов керна. Очень часто прослои и присыпки песка не пересекают
весь керн, а захватывают только часть его площадп.
Гранулометрический состав газоносных пород был изучен более
чем на 300 образцах. Все исследованные образцы пород в различной
степени известковистые. Содержание карбонатов колеблется от 4 до
28% по весу, доходя в среднем до 10%. Карбонатность обусловлена
главным образом пластическими облояками известковистых раковин
и прослойками кальцита.
Содержание нерастворимой части породы — от 72 до 96%, дости-
гая в среднем 90%. Гранулометрический состав нерастворимой части
породы характеризуется отсутствием фракций крупнее 0,25 мм.
Содержание фракции 0,25—0,1 мм колеблется от 0,64 до 6,93%,
причем в большинстве образцов оно приближается к 2%. Основная
масса породы состоит из фракции 0,1—0,01 зыи, содержание которой
колеблется от 33,4 до 88,8%, и фракции меньше 0,01 мм, количество
которой изменяется от 21 до 63%.
Исследуемые породы содержат ничтожный процент мелкозерни-
стого песка и состоят из алевритовой и пелитовой фракций. Плот-
ность алевритов колеблется от 2,74 до 2,75 г!см\ объемный вес их
1,85—1,73 г! см3 и пористость от 37 до 40%.
Породы-коллекторы газа были изучены на газопроницаемость.
Исследования показали, что существует заметная связь между про-
ницаемостью, с одной стороны, и механическим составом породы,
цементирующим материалом и строением коллектора — с другой.
С увеличением в породе фракций песка и алеврита и с уменьшением
частиц глины, а также цементирующего материала возрастает про-
ницаемость.
Для сарматских песчаных коллекторов газа вследствие их локаль-
ного распределения среди черных глин характерна невысокая про-
ницаемость (от долей миллпдарсп до нескольких десятков милли-
дарси). При прохождении газа через тонкие глинистые чешуйчатые
перегородки, разделяющие систему мпкрокамер, линз и включений
песка, создаются условия, тормозящие движение газа.
Этим обстоятельством можно объяснить незначительные дебиты
газа и долголетнюю работу скважин без видимого снижения давле-
ний (8—8,5 ат} и дебитов.
В Приазовье неглубокие скважины (100—120 м) бурплп легкими
крелиусными станками. Газоносную сарматскую толщу проходили
без применения глинистого водного раствора, с затиркой всухую.
Образцы керна газоносных пород отбирали с помощью бура Амброза.
При подъеме на дневную поверхность образцы керна парафиниро-
вали; в бюксы отбпралп пробы для определения естественной пласто-
вой влажности. В результате удалось изучить остаточную водо-
насыщенность различных литологических групп пород, слагающих
газоносные пласты. Установленное водосодержанпе истинное, пласто-
вое. Результаты изучения водонасыщенности пород, слагающих газо-
носные пласты, приведены в табл. 34 (анализ выполнен Е. И. Моркон).
7 Заказ ы 31•
97
Результаты изучения естественной пластовой влажности газонос
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0,25— 0,05 0,05— 0,01 <0,01
Скв. )7, газопапо ।
100,20 100,47 Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоями битой ракушки ’ Песок мелкозернистый, светло-серый . . . 70,0 30,0
101,20—102,12 Песок светло-серый, газоносный — —‘
101,80 102,60 Супесь слоистая, с прослоями песка и черной глины Супесь газоносная, слоистая 56,0 57,5 44,0 42,5
102,60—103,00 Песок светло-серый, газоносный — —
100,90—101,35 101,35—102,10 102,02—103,30 100,45—100,90 97,00—97,15 Глина черная, сланцеватая, с очень часты- мн прослоями мелкозернистого светло- серого песка Супесь слоистая, с прослоями песка и черной глины Глина черная, с очень частыми прослоями светло-серого мелкозернистого песка Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями светло-серого газоносного песка Супесь светло-серая, мелкозернистая, с примесью ракушки с 42,0 52,5 46,5 24,5 83,0 кв. 98, левый 58,0 47,5 53,5 75,5 17,0 берег
93,11—94,15 94,15—94,60 Глина черпая, сланцеватая, с частыми тонкими прослойками светло-серого мелкозернистого песка, прослойки в нижней части керна Супесь слоистая, темно-серая, с прослоя- ми светло-серого песка и глины, с вклю- чением прослоек ракушек 20,0 63,5 9,0 56,7 27,5
94,60—94,90 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослойками серого песка и битой ра- кушки 23,' 4,5 72,5
94,94—95,43 Глина черная, сланцеватая, с очень часты- ми прослоями светло-серого песка п супеси 28,5 12,5 59,0
95,10 Песок светло-серый, мелкозернистый . . — —
95,35 Супесь светло-серая, пылеватая — — ——
95,43—95,95 Глина черная, сланцеватая, с частыми и тонкими прослоями светло-серого песка, сгущающимися в верхней части .... 22,0 10,5 67,5
95,50 Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоями глины 57,0 8.5 34,5
Объемный вес песка 1,7 г/с.иЗ, глины 1,0 г/см3.
Таблица 34 1(ых пород сарматского возраста в Запорожской области Приазовья
Естествен- ная Объем- ный Плот- ность Абсолют- ная Содер- жание Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами
влажность, % вес. вес, е/с.и3 зерен, г/ с.и3 пористость, % песка, % песка и глины в керне *
шиельная станция
21,3 1,58 2,63 40,0 75,0 25,0 1:0,62
10,8 -— — — —— — —
6,8 — — — — — —
26,4 25,9 1,43 1,41 2,56 2,63 44,92 46,38 57,5 59,4 42,5 40,6 1:1,23 1: 1,16
11,8 — — *— — — —
— — — — 40,0 60,0 1:2.55
— —- — — 53,1 46,9 1:1,50
- — — — 45,6 54,4 1: 2,03
— — — — 18,1 81,9 1:8,72
— — — — 91,2 8,8 1:0,16
долины р. JJ омузгл
23,3 — — — 83,4 16,6 1:0,31
— — — — 78,1 21,9 1:0,48
— — — — 21.9 78,1 1: 7,60
27,0 10,23 — — — 38,8 61,2 1:270
— — — — —
— — — 28,1 71,9 1:4,30
28,1 1.36 2,68 49,25 63,8 36,2 1 :0,96
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0,25- 0,05 0,05— 0,01 -.0,01
95,80
95,65—95,95
95,95—96,55
96,35
96,30—96,55
96,70
96,70—97,08
97,50
97,30 -97,70
97,08—97,70
98,42
98,67
97,70—98,92
98,92—99,10
99,0
98,92—99,20
9600—97,70
97,70—100,00
100,00
99,71—116,00
96,55—97,08
95,07-97,54
97,54—98,40
Глина черная, сланцеватая 3,0 8,0 89,0
Песок светло-серый, мелкозернистый . . . Глина черная, сланцеватая, с топкими — — —
прослойками светло-серого сухого песка Глина черпая, сланцеватая, с тонкими и 8,5 7,5 84,0
частыми прослойками песка Песок светло-серый, мелкозернистый, 7,0 6,0 87,0
с включениями ракушек Глина черная, сланцеватая, с очень ча- — — —
стымп прослойками песка 42,0 11,0 47,0
Песок мелкозернистый, светло-серый . . — —- —
Глина черная, с частыми прослоями песка 11,5 8,5 80,0
Песок мелкозернпстый, светло-серый . . Глина черная, сланцеватая, с очень часты- ми прослойками песка; прослойки умень- —
шаются в нижней части керна .... 18,5 11,0 70,5
Песок мелкозернистый, светло-серый . . Глина черная, с тонкими прослоями свет- — — —
ло-серого мелкозернистого песка .... Глина черная, сланцеватая, с частыми 22,0 14,0 64,0
прослоями влажного песка и супеси . . 28,0 14,0 58,0
Песок светло-серый, мелкозернистый . . Глина черная, с частыми прослойками — •— —
песка Глпна черная, сланцеватая, с частыми 10,0 6,0 84,0
прослойками песка Водоносная порода: прослойки песка в 37,0 13,5 49,5
черной глине 29,0 10,5 60,5
Песок светло-серый, мелкозернистый . . Глина черная, сланцеватая, с частыми —• — —
прослойками песка Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями мелкозернистого влажного 6,0 6,5 87,5
песка Глина черная, сланцеватая, с очень часты- ми прослойками влажного мелкозерни- стого песка и супеси с примесью битой 13,0 15,5 71,5
ракушки 38,0 12,5 49,5
Скв. 99, с. При
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями светло-серого мелкозернистого
песка....................................17,0
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями светло-серого мелкозернисто-
го песка.................................17,0
Объемвый вес песка 1,7 г/смЗ, глины 1,0 г/см3.
83,0
83,0
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/см3 Плот- ность зерен, г [см3 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне *
47,5 1,33 2,50 46,89 1,3 98,7 1:130
11,2 — — — — — —
— — — — 7,5 92,5 1:21,0
59,0 — — — 3,8 96,2 1:43,7
8,35 — — — — — —
28,9 1,46 2,60 43,85 53,8 46,2 1:1,46
14,7 — — — — — —
42,8 1,19 2,44 53,69 12,5 87,5 1:12,0
11.2 — — — — — —
— — — — 24,4 75,6 1:5,3
14.3 — — — — — —
39,69 1,25 2,54 50,78 32,5 67,5 1:3,53
— — — — 40,0 60,0 1:2,55
5,9 — — — — -*• —
27,0 1,40 2,58 45,7 7,5 92,5 1:21
— — — 50,6 49,4 1: 1,66
61,8 — — 36,9 63,1 1:2,9
10,6 — — — — — —
44,0 1,21 2,51 51,79 3,1 96,9 1:53,2
— — — — 23,2 76,8 1:5.65
морской пос ад — —- 50,6 49,4 1:1,77
— — — — 8,8 91,2 1:17,5
— — — — 8,8 91,2 1:17,5
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, .«.и
0,25— 0,05 0,OS- О.01 <0,01
98,35 97,80—98,40 98,40—98,80 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями светло-серого ме л к озер п пего- го песка Песок светло-серый, мелкозернистый, су- хой, газоносный Глина черная, сланцеватая, с тонкими редкими прослойками мелкозернистого песка 12,5 7,0 71,5 87,5 93,0
99,80 Супесь с прослоями песка ’ — 28,5
99,50—100,03 Супесь мелкозернистая, с прослоями песка п черной глины с битой ракушкой . . 55,5 11,5 33,0
98,80—99,50 Глина черная, сланцеватая, с редкими и тонкими прослоями песка 34,0 15,5 50,5
100.03—100,25 Супесь мелкозернистая, темно-серая, слегка слоистая 54,0 9,0 37,0
100,25 Супесь мелкозернистая, темно-серая, слои- стая —, —
103,20—104,80 Супесь слоистая, перемятая, мелкозерни- стая, с прослоями черной глины . . . 46,5 14,5 39,0
103,35—105,08 Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоями черной глины 40,0 15,0 45,0
105,35 Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоями черной глины 46,5 13,5 40,0
105,55 Песок светло-серый, мелкозернистый . . — — —
105,90 Глина черная, сланцеватая, с очепь часты- ми и тонкими прослоями песка и супе- си .... . 18,5 16,0 65,5
100 18—106,6» Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка. Кери перемят п сильно увлажнен 18,5 16,0 65,5
105,68—106,18 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка, супеси. Верх- няя половина керна сильно увлажнена 32,5 15,5 52,0
106,50 Глина черпая, сланцеватая, с очепь ча- стыми прослоями песка и супеси. Верх- няя половина керна сильно увлажнена 44,8 14,0 41,2
106,3—106,68 Песок мелкозернистый, светло-серый . . —- .—. —
108,18 -107,77 То же . ...... — — —
1^7,28 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого песка 15,0 14,5 70,5
106,68—108,18 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми и тонкими прослоями светло-се- рого мелкозернистого влажного песка 16,5 14,5 69,0
108,63 Глина черпая, сланцеватая, с очень ча- стыми и редкими прослоями светло-се- рого мелкозернистого песка ...... 4,0 10,5 85,5
Объемный вес леска 1,7 г’«’> глины 1.0 г:смЗ.
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г] см2 Плот- ность зерен, г/см3 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глипы, % Соотноше- ние между объемами песка п глины в керне *
49,5 1,06 2.5 56,7 3,1 96,9 1:53,2
1,36 — — — — — —
— —
21,6 1,49 2,63 44,29 76.9 23,1 1:0,51
— — — — 71,3 28,7 1:0,56
— — — — 43,8 56,2 1:2,35
— — — — 66,3 33,7 1:0,86
11,6 — — — — — —
— — — — 63,8 36,2 1:0,96
— — — — 56,2 43,8 1:1,32
24,1 1,42 2,64 46,21 62,5 37,5 1:1,02
17,6 — — —— — —
35,75 1,21 2,60 53,4 30,6 69,4 1:3,8
—- — — — 30,6 69,4 1:3,8
— — — — 47,5 52,5 1:1,88
26,7 1,44 2,57 43,97 61,0 39,0 1:1,14
10,1 —- — — — — ——
11,9 — — — — — ——
41,9 1,22 2,51 51,35 24,4 75,6 1: 5,28
— — — — 26,3 73,7 1:4,78
47,8 1,15 2,44 52,87 5,7 94,3 1:28,5
Глубина отбора образца, Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции,
0,25— 0,05 ММ 0,05— 0,01 <0,01
108,18—109,38 Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями светло-серого мелко- зернистого песка . . 10,0 11,0 79,0
121,08 Глина черпая, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка, переходящего в супесь - Скв. 17,4 100, с. 25,1 Ново 57,5
121,88—122,60 Песок светло-серый, мелкозернистый . . . •— — —
121,40 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями песка 27,5 12,5 60,0
119,40 Глина черная, сланцеватая, с тонкими прослоями песка 9,4 8,1 82,5
119—120,53 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями песка 7,1 20,7 72,2
120,53—121,58 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка, переходящего в супесь 27,9 22,3 49.8
122,83—123,68 Глина черная, сланцеватая, с счень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого газоносного песка ..... 10,7 16,4 72.9
123,68—124,48 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями песка 6,9 14,2 78.9
122,83-123,68 Песок светло-серый, мелкозернистый, га- зоносный —
123,48—124,68 Песок светло-серый, мелкозернистый . . . — — —
123,60 Глина черная, с очень частыми прослоя- ми песка 5,7 23,4 70,9
124,40 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка 2,5 5,8 91,7
Скв. 101 в 1,6 к.« от
121,34—122,96 Глина черная, сланцеватая, с частыми тонкими прослоями мелкозернистого песка 15,5 11,7 72,8
124,59—126,08 Глина черная, сланцеватая, с частыми и тонкими прослоями мелкозернистого песка 20,06 20,04 59,0
126,09—126,72 Супесь светло-серая, мелкозернистая, во- доносная, с прослоями черной глины, убывающими книзу 37,6 16,6 45,8
126,73-127,53 Глина черная, сланцеватая, с топкими прослоями светло-серого сухого песка 11,3 10,5 78.2
• Объемный вес песка 1,7 г/см3, глины 1,0 г/сл».
104
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/сл13 Плот- ность зерен, г/см* Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне *
Константино вка — — 13,8 80,2 1:10,76
36,6 1,19 2,55 53,3 40,7 59,3 1:2,48
15,1 — — —- 90,0 10,0 —
33,1 1,26 2,71 53,13 37,5 62,5 1:2,84
31.2 1,33 2,69 50,5 9,4 90,6 1:16,47
— — — — 22,3 77,7 1:5,93
— — — — 50,3 49,7 1: 1,68
— — — — 22,4 78,6 1:6,0
— — — 13,9 86,1 1:10,63
10,4 — — — — — —
9,2 — — — — — —
37,0 1,29 2,73 52,74 23,9 76,1 1:5,43
46,6 1,13 2,74 59,5 — — —
с. Ново-Константиновкп
— — — — 21,5 78,5 1:6,54
— — — — 38,8 61,2 1:2,68
— — — — 55,3 44,7 1:1,37
— — — — 14,8 85,2 1:9,79
105
Глубина отбора образца, Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
.и 0,25 0,05 ..р А, 0,05 0,01 <и,и1
122,96—124,69 Глина черная, сланцеватая, с тонкими простоями мелкозернистого песка . . . 9,0 10,5 80,5
127,00-127,50 Песчаные прослойки в глине — — —
125,79 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка 11,7 28,0 60,3
129.45—128,8 Песок .кслто-серый, мелкозернистый . . . — — —
129,00 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка 16,9 20,5 62,6
129,15—129,45 Супесь жеттэ-бурая, пылеватая, с про- слоями черной глины и битой ракушки 20,7 8,9 70,4
128,8—129,15 Глина черная, сланцеватая, с прослоями мелкозернистого песка 10,2 13,4 76,4
128,40—128,90 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка и водоносной супеси 33,3 48,5
129.45—131,01 Глина черная, сланцеватая .... 28,5 21,5 50,0
128,9-129,45 Глина черная .... 14,1 18,0 67,9
131,00—130,60 Песок мелкозернистый ... — — —
130,80 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого, сильно увлажненного песка 27,0 22,7 50,3
131,01—131,65 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого песка 15,7 16,8 67,5
131.28—131,65 Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями глины — — .—
131,55 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями светло-серого мелкозернисто- го песка - . -
132,59-133,24 Глина черная, сланцеватая, с тонкими и редкими прослоями песка 5,1 12,8 82,1
132,59—133,79 Песок светло-серый, мелкозернистый, за- легает в виде прослоев среди глин . . . — — —
133,69 Глина черная, сланцеватая, с редкими и топкими прослоями песка 2,1 9,9 88,0
В1,54 Глина черная, сланцева1ая, с частыми проелoiiками песка Скв. 102, с. Ново-
83,63 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослойками песка и супеси . . 6,3 10,5 83,2
83,80-83,90 Песок светло-серый, увлажненный .... -— — —
83,70-84,05 Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями мелкозернистого песка и супесп 13,5 22,8 63,7
• 'Съемный вес песка 1,7 г, сиЗ, глины 1,0 г/сиЗ.
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/с.и8 Плот- ность зерен, г] см* Абсолют- ная по- ристость, 0/ /О Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне*
11,9 88,1 1:12,58
10,6 — — — — — —
33,5 1,3 2,54 48,8 37,2 62,8 1:2,88
8,8 — — — — — —
34,3 1,25 2,56 51,16 34,3 65,7 1:3,26
— — — — 24,5 75,5 1:5,24
— — — — 17,0 83,0 1:8,30
. — — 51,9 48,1 1 1,57
— — — — 50 50 1:1,70
— — — — 27,7 72,3 1:4,46
15,1 — — — —. — —
32,8 1,28 2,59 50,6 49,6 50,4 1:1,71
— — — — 28.2 71,8 1:4,35
9,1 — — — — — —
38,5 — — — — — —
— — — -Г 9,9 90,1 1: 15,5
10,1 — — — — - - —
40,2 Константино 1,19 вка 2,49 52,37 2,5 97,5 1:65,0
45,7 — __ — 1 — — —
41,1 1,21 2,73 55,69 8,5 91,5 1:18,3
21,1 — — ’— — — ——
— — — — 32,9 67,1 1:3,5
Глубина
отбора
образца,
м
Описание образца керна
Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0,25— 0,05 0,05— 0,01 <0,01
84,05—84,42
84,32
85,1—85,20
86,27
85,15
86,72—88,33
86,72—85,64
86,72—85,64
88,20
88,30-90,35
91,82
91,82
90,35—90,85
90,35-91,92
92,02
91,92—92,84
91,92-92,°4
92,84—94,04
92,84—94,04
93,57
94,44
95,53
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями песка....................
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями темно-серого песка . .
Песок крупнозернистый, темно-серый, с
тонкими прослоями битой ракушки
(водоносный) ...........................
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями песка...................
Песок (водоносный) темно-серый, с тонки-
ми прослоями битой ракушки..............
Глина черная, сланцеватая, с редкими
прослоями песка ........................
Песок светло-серый, мелкозернистый, за-
легает в виде прослоев среди глин . .
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями песка...................
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями песка....................
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями песка и битой ракуш-
ки .....................................
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями песка ...................
Песок светло-серый, мелкозернистый, с
битой ракушкой, залегает в виде про-
слоев среди глин .......................
Песок светло-серый, мелкозернистый, за-
легает в виде прослоев среди глин
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями песка ........................
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослойками песка, переходящего
к забою в супесь........................
Песок мелкозернистый, светло-серый, за-
легает в виде прослоев среди глин , .
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями песка, переходящего
в супесь............................
Песок мелкозернистый....................
Глина черная, сланцевая, с очень тонкими
прослоями песка.........................
Глина черная, сланцеватая, с очень часты-
ми прослоями песка......................
То же...................................
Песок светло-серый, с битой ракушкой
12,5
2,9
0,5
8,0
13,6
3,10
30,1
2,4
10,5
2,9
7,4
51,9
54,1
60,5
78,6
7,6
2,6
7,7
8,1
12,2
3,10
17,3
7.0
10,3
8,9
6,6
8,6
14,0
10,0
4,1
79,9
94,5
91,8
83,9
74,2
93,8
52.6
90.6
79,2
88,2
86,0
39,5
31,9
29,5
17,3
Объемный вес песка 1,7 г/см3, глины 1,0 г/см3-
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/см3 Плот- ность зерен, г [см3 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание глины, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глпны в керне *
— — — — 13,9 86,1 1 :11,8
5G,3 1.06 2,69 60,17 — —
10,9 — — — — — —
51,9 1,08 2.69 60,02 — — —
11,2 — — — — — —
— — — — 7,6 92,4 1:20,5
6,3 — — — — — —
— — — — 19,9 80,2 1:6,9
54,4 1,0 2,75 6,3 — — —
— — — — 49,7 50,3 1: 1,7
37,2 1,21 2,69 55,01 — — —
23,6 — — — — — —
20,8 — — — — — —
— — — — 13,5 86,5 1 :8,0
49,4 1,17 2,71 57,0 2,3 97,7 1:75,2
18,3 — — — — — —
— — — — 5,0 95,0 1: 31,69
15,4 — — — — — —
— — — — 63,1 36,9 1:1,70
28,4 1,43 2,69 47,9 72,6 27,4 1:0,64
30,6 1,35 2,68 49,62 75,6 24,4 1:0,55
18,3 1,70 2,69 37,0 90,9 9,1 1:0,17
109
Глубина отбора образца, .и Описание образца керна Гран ский диаме 0,25— 0,05 ул омет состаг тр фра мм 0,os- о.01 риче- , %; кцпп, <0,01
91,04—97,74 94,04-97,74 95.96—97,74 94,74—95,96 96,05 99,54—100,04 97,65-98,75 97,65—98,65 98,72 98,72—90,22 96,62 101,84 100,82—101,92 100,82-161,94 101,94—102,46 101,94—103,78 102,09 102,46—103,48 104,65—105,35 104,95 104,95—105,35 108,20 108,5—108,64 Песок светло-серый, мелкозернистый, с битой ракушкой Песок светло-серый, мелкозернистый, с битой ракушкой Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка То же Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого песка н су- песи Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка Песок светло-серый, мелкозернистый, влажный . Глина черная, сланцеватая, с частыми прослойками песка мелкозернистого, книзу с прослоями водоносной супеси Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стымп прослоями песка Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями песка, в нижней части керна с прослоями супеси Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоями глины Песок светло-серый, мелкозернистый Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоямл глины Супесь слопстая, мелкозернистая, с про- слоями глины Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями черной глпны Супесь слоистая, мелкозернистая, с про- слоями глпны Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка Песок светло-серый, мелкозернистый . . Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка, сгущающимися книзу Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого песка . . . Песок желтовато-бурый, мелкозернистый л 56,4 44,0 51,8 51,0 25,8 7,6 8,5 4,8 60,7 64,4 68,9 69,2 2,6 7,9 16,3 2,8 1,9 18,5 9,8 16,4 18,0 33,7 8,6 15,1 15,5 13,6 12,2 15,0 15,8 6,1 9,6 6,9 41,7 37,5 38,4 32,6 56,2 58,7 82,9 80,1 23,8 22,0 18,9 81,6 86,0 74,1 90,3
ОПъемный вес песка 1,7 г/см3, глины 1,0 г/см3.
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г 1см3 Плот- ность зерен, г/ см3 Абсолют- ная по- ристость, о/ /О Содер- жание песка, о,' ./0 Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне *
20,06 — —. — —- — —
— — — — 60,4 39,6 1:1,1
24,5 — — — — — —
— — — — 65,6 34,4 1:0,9
31,3 1,42 2,74 48,18 64,5 35,5 1:0,9
— — — — 71,8 28,2 1:0,66
17.9 — — — — — —
— — — — 42,2 57,8 1 :2.3
34,0 1,18 2,72 56,61 39,1 60,9 1:2.6
— — — — 9,0 91,0 1:17,2
42,9 1,16 2,71 57,2 12,4 87,6 1:14.6
26,52 1,40 2,67 47,5 82,8 17,2 1:0,35
20,0 — — — — — —
— — — — 85,0 15,0 1:0,3
— — — — 88,9 11,1 1:0,21
31,2 — — — — — —
— — — — — — —
— — — —• 10,5 89,5 1:14.4
30,1 — — — — — —
48,4 1,12 2,69 58,36 5,0 95,0 1:31.7
— — — — 20,0 80,0 1: 8,0
48,9 1,08 2,56 57,78 — — —
12,5 —
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0,25— 0,05 0,05— 0,01 <0,01
108,96—110,11 109,26—110,41 106,10—107,10 110,61—111,81 110,61—111,81 111,50 110,00 Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого песка, сгу- щающимися в нижней части керна . . Песок мелкозернистый, светло-серый, с прослоями глины Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка Глина черпая, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка Песок светло-серый, мелкозернистый . . Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями песка Глина черная, сланцеватая, с редкими прослойками песка . . 11,3 8,2 18,6 2,6 19,6 10,5 9,5 19,6 10,7 26,0 78,2 82,3 61,8 86,7 54,4
70,85-71,91
70,85—71,91
71,15
72,81—74,06
72,81—74,06
73,81
75,86—74,80
76,60
75,86—76,66
75,86-76,66
77,57—77,87
77,62
Скв. 103, с. При
Глина черная, сланцеватая, с частыми про- слойками песка, переходящего в супесь в нижней части керна 22,8 14,6 62,6
Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослойками глины — — —
Глина черная, сланцеватая, с частыми прослойками светло-серого песка . . . 9,1 8,1 82,8
Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями песка, сгущающимися в верхней части керна 21,9 12,4 65,7
Песок светло-серый, с прослойками глины — —- •—
Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослойками песка . . 8,2 15,0 76,8
Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями мелкозернистого песка 18,6 9,2 72,2
Крупнозернистый песок с прослоями гли- ны — — —
Песок светло-серый, мелкозернистый, с тонкими прослоями черной глины, в верхней п нижней частях крупнозер- нистый песок 74,3 5,4 30,3
Песок светло-серый, мелкозернистый . . . — — —
Песок мелкозернистый, светло-серый, с прослоями глины — — —
Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями мелкозернистого светло-серого песка 15,7 9,8 74,5
• Объемный вес песка 1,7 г/сл<з, глины 1,0 г/см3.
112
Продолжение табл. 34
Объем- ный вес, г/см* Плот- ность зерен, г! см3 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне *
Естествен- ная влажность, % вес.
— — — — 14,8 85,2 1 :9,7
9,2 — — — — — —
— — — 9,6 90,4 1: 16,4
— — — — 35,3 64,7 1:3,1
15,1 — — — — — —
42,9 1,18 2,67 55,81 4,1 95,9 1:40,0
29,7 1,31 2,64 50,39 44,5 55,5 1:2,1
морений пос ад
24,0 46,0 — — — 34,3 65,7 1 :3,26
1,16 2,67 56,55 9,0 91,0 1: 17,17
22,5 — — 30,4 69,6 1:3,91
— — — — 16,5 83,5 1:8,6
— — — — 22,3 77,7 1:5,93
18,8 1,75 2,66 34,2 — — —
— — — 87,2 12,8 1:0,25
19,5 — — — — — —
22,2 — — — — — —
49,8 1,11 2,71 49,04 19,4 80,6 1:7,07
8 Заказ 1131-
Глубина отбора образца, м 76,80—77,87 79,70—79,61 78,81—80,13 79,96 80,92 80,83—81,31 81,25—81,33 81,33—82,49 82,29 82,32—82,44 82,49—83 28 82,88 82,95—83,01 84,56 83,48—89,78 84,78—86,13 85,93 87,39 88,86 Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями мелкозернистого песка, в верхней части супесь с про- слоями черной глины Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями глины Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого песка Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями мелкозернистого свет- ло-серого песка Г чина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями мелкозернистого свет- ло-серого песка . . . Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями мелкозернистого свет- ло-серого песка, переходящего в супесь в нижней части керна Песок светло-серый, мелкозернистый . . Супесь слоистая, с частыми прослоями черной глины Супесь слоистая, с частыми прослоями черной глины Песок светло-серый, мелкозернистый . . . Супесь слоистая, мелкозернистая, с очень частыми прослоями черной глины . . . То же Песок светло-серый Супесь слоистая, с часты мп прослойками черной глины ...... То же . Супесь слоистая, с очень частыми про- слоями песка, переходящая к забою в глияу также с очень частыми прослоями песка Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого песка Супесь слоистая, с частыми прослоями черной глины Глина черная, сланцеватая, с очень редки- ми прослоями мелкозернистого сьетло- серого песка 0,25- 0,05 47,3 20,6 5,5 6,1 37,0 68,2 74,2 62,3 34,0 56,7 62,7 50,2 16,0 50,2 7,2 0,05— 0,01 10,7 13,7 14,6 6,8 7,9 7,3 8,2 12,8 21,6 8,0 9,7 6,2 23,0 17,1 9,8 <0,01 42.0 65,7 79,9 87,1 55,1 24,5 17,5 24,9 44,4 35,3 27,6 42,9 61,0 32,7 83,0
• ииъемный вес весна 1,7 г/см3, глины 1,0 г/см3
г
।
Продолжение табл. ;
1 1 1 1 Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/см3 Плот- ность зерен, г/см3 Абсолют- ная по- ристость. % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше ние межд; объемами песка и глины в керне*
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 60,6 40,0 1 : 11,42
1 1 1 1 44,7 — — — — —
1 1 1 1 — — — 30,4 69,6 1:3,9!
1 1 1 1 45,3 1,23 2,79 55,91 12,7 87.3 1: 11.8
1 1 1 1 1 52,4 1.11 2,72 59,19 3,7 96,3 1:44..
1 18,9 — — — 43.7 56,3 1:2,19
1 — — 81,9 18,1 1 :0,37
21,8 15,6 1,49 2,71 45,42 90,7 9,3 1 :0,17
36,5 23,9 1,30 2,76 52,9 81,4 57,0 18,6 43,0 1: 0,39 1:1,28
30,5 1 1 1 1 1,37 2,72 50,0 68,4 78,0 31,6 22,0 1:0,78 1:0,48
1 I ! —- । । . — — — 58,9 41,1 1:1,18
। 37,3 1 1,23 2,73 54,95 36,3 63,7 1: 2,99
1 26,8 1 1,49 2,72 45,39 71,7 28,3 1:0.67
47,64 । 1 1 1,16 2,69 56,84 8,8 91.2 1 : 17,8.8
I
I
।
।
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Г рану неметриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0.25— 0,05 0,05— 0.01 <0,01
86.53-87,69
88,11—89,11
88,71—89,11
91,13
68,67—70,19
90,88—81,00
91,39—91,82
91,19—92,29
92,23
92,74—92,34
92,89
92,29—93,09
94,21
93,39
93,94—94,44
93,29—93,94
93,29—93,94
95,22—95,74
94,83—95,29
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями мелкозернистого свет-
ло-серого песка, переходящ, го в супесь
в нижней части керна...................
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями песка, переходящего в ниж-
ней части в слоистую мелкозернистую
супесь.................................
Песок светло-серый, мелкозернистый . .
Супесь слоистая, мелкозернистая, с часты-
ми прослоями черной глины .............
Супесь слоистая, мелкозернистая, с часты-
ми прослоями черной глпны, сгущаю-
щимися в нижней части керна............
Песок светло-серый, мелкозернистый . .
Песок светло-серый, мелкозернистый,
с прослойками глины....................
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями мелкозернистого светло-серо-
го песка ..............................
Глина черная, сланцеватая, с частыми и
тонкими прослойками светло-серого
мелкозернистого песка .................
Песок светло-серый, мелкозернистый,
с прослоями черной глины ..............
Глина черная, сланцеватая, с редкими и
тонкими прослоями светло-серого песка
Глина черная, сланцеватая, с редкими
прослоями мелкозернистого светло-серо-
го песка ..............................
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями серого мелкозернистого песка
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями светло-серого песка
Глина черная, сланцеватая, с частыми
прослоями мелкозернистого серого песка
Глина черная, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями светло-серого песка . .
Супесь слоистая, с очень частыми про-
слоями черной глины....................
Глина черная, сланцеватая, с редкими
прослоями мелкозернистого светло-серо-
го песка ..............................
Супесь слоистая, с очень редкими про-
слоями черной глины....................
34,0
17,6
42,7
54,6
9,4
4,3
2,7
4,7
14,3
1,2
18,9
5,4
40,1
4,0
57,3
18,8
16,1
20,8
14,2
13,7
6,7
9,1
9.1
23,2
2.8
18,0
64
9,4
11,2
10,8
47,2
66,3
36,5
31,2
76,9
89,0
88,2
86,2
62,4
96,0
63,1
88,2
50,5
84,8
31,9
Объемный вес песка 1,7 г/см3, глины 1,0 г/смЗ.
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/см3 Плот- ность зерен, г! см3 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне *
— — — — 53,5 46,5 1 : 1,48
__ 29,7 70,3 1:4,0-4
14,4 — — — — — —
39,5 1,28 2,69 52,41 66,9 33,1 1:0,84
— — — — 73,5 26,5 1:0,61
22,0 — — — — — —•
18,0 — — — — —
— — — 16,4 83,6 1:8,70
44,0 1,15 2,69 56,87 1,3 98,7 1 : 129,8
13,2 — — — — — —
— — — — 2,3 97,7 1: 75,15
— — — — 4,8 95,2 1:34,0
39,1 1,26 2,74 54,01 34,5 65,5 1 : 3,22
54,5 1,06 2,66 61,65 — — —
— — — — 33,7 66,3 1:3,34
— — — — 2,3 97,7 1: 75,15
19 9 1,41 2,69 47,66 49,4 50,6 1:1,74
— — — — 6,5 93,5 1:24,3
— — — — 72,7 27,3 1:24,3
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0,25— 0,05 0,05— 0,01 <0,01
95,40 Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка 8,3 18,5 73,2
95,74—96,8 Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями мелкозернистого свет- ло-серого песка, сгущающимися в ниж- ней части керна 16,2 16,2 67,6
96,50 Глина черная, сланцеватая, с очень ред- кими прослоями мелкозернистого свет- ло-серого песка . .... 1,3 4,4 94,3
96,55—96,85 Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями глины — —
94,83—95,29 Песок светло-серый, мелкозернистый . . — — -—
99,36—100,52 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка 17,3 24,0 58,7 I
99,71—100,44 Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями глины — — 1
100,77—101,27 Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями глины — — —
101,37 Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка 10,2 32,1 '57,7
100,44 Глина черная, сланцеватая, с частыми прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка 4,0 7,8 88,2
100,52-101,52 Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка, сгущающимися в нижней части керна 5,6 12,5 81,9
101,90—102,37 Песок светло-серый, мелкозернистый . — —. —
101,90—103,10 Глина черная, сланцеватая, е очень ча- стыми и тонкими прослоями мелкозер- нистого светло-серого песка 14,7 2,67 58,6
103,03 Глина черная, сланцеватая, с очень ча- стыми и тонкими прослоями мелкозер- нистого светло-серого песка 4,0 16,4 79,6
103,51—104,81 Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого светло-се- рого песка, в верхней части керна супесь с очень частыми прослоями, глины . 31,6 18,2 50,2
104,14—104,54 Песок светло-серый, газоносный — — —-
104,64 Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями мелкозернистого светло-серо- го песка . . . 10,7 10,2 79,1
Объемный вес песка 1,7 г/смз* глины 1,0 г/см3.
Продолжение табл. 34
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г/см* Плот- ность зерен, г/см^ Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне *
40,0 1,19 2,69 55,76 21,0 79,0 1: 6,42
— — — 28,0 72,0 1:4,39
52,1 1,11 2,76 59,79 — — —
13,6 14,3 — —- — — — —
— — — — 59,2 60,8 1 :2,64
12,2 — — — — —
7,9 — — — — — —
33,3 1,34 2,67 49,81 40,4 59,6 1:2,56
44.2 1,17 2,66 56,01 2,3 97,7 1: 75,15
23,1 — — — 10,2 89,8 1:14,9
— — — — 39,9 60,7 1:2,62
— — — — 13,0 87,0 1:11,44
19,2 — — — 49,8 50,2 1:1,71
47,6 1,18 2,74 56,98 13,8 86,2 1:10,64
Глубина отбора образца, м Описание образца керна Гранулометриче- ский состав, %; диаметр фракции, мм
0,25— 0,05 0,05— 0,01 <0,01
104,92—106,17 106,90 107,22—107,61 107,80 106,76—108,00 Супесь слоистая, с очень частыми про- слоями черной глины, переходящей книзу в глину с редкими прослоями песка Глина черная, сланцеватая, с редкими прослоями песка мелкозернистого, слег- ка бурого Песок светло-серый, мелкозернистый . . Супесь мелкозернистая, светло-серая, с частыми прослоями черной глипы . . Супесь слоистая, мелкозернистая, с ча- стыми прослоями черной глины . 30,3 23,8 30,6 31,2 24,3 26,4 23,0 26,8 45,4 49,8 46,40 42,0
Скв. 104, левый берег р. Малая
70,02 Супесь слоистая, с частыми прослоями черной глины и битой ракушки .... 59,2 11,0 29,8
68,67—70,17 Супесь слоистая, мелкозернистая, с ча- стыми прослоями черной глины и битой ракушки 64,7 8,0 27,3
70,85 Супесь мелкозернистая, слоистая, с тон- кими прослоями черной глины и битой ракушки 57,9 12,7 29,4
70,35—71,30 Глина черная, сланцеватая, с частыми и тонкими прослоями мелкозернистого песка, переходящего в слоистую супесь 52,0 19,1 28,9
71,30—70,95 Песок светло-серый, мелкозернистый, с прослоями супеси — — —
73,26 Супесь слоистая, мелкозернистая, с ча- стыми прослоями черной глины .... 28,5 8,9 62,6
72,70—73,56 Супесь слоистая, мелкозернистая, с ча- стыми прослоями черной глины .... 36,5 14,0 49,5
74,84 Глина черная, сланцеьатая, с частыми и тонкими прослоями мелкозернистого песка 16,3 17,6 66,1
74,07—75,34 Глина черпая, сланцеватая, с тонкими прослоями мелкозернистого песка, пе- реходящего в нижней части керна в слоистую мелкозернистую супесь . . 16,5 10,1 73,4
76,17—75,97 Песок ci етло-серый, мелкозернистый . . — — —
76,17—77,20 Глина черпая, сланцеватая, с очень ча- стыми прослоями светло-серого мелко- зернистого песка 5,0 18,1 76,9
Объемный вес песка 1,7 г/см?, глины 1,0 г/см®.
Продолжение табл.
Естествен- ная влажность, % вес. Объем- ный вес, г (см3 Плот- ность зерен, г/см3 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глпны, % Соотноше- ние между объемами песка и глины в керне*
— — — — 55,8 44,2 1:1,34
36.0 16,8 1,21 3,70 55.18 50,3 49,7 1 : 1,68
27,5 1,42 2,69 42,7 54,5 45,5 1: 1,42
— — — 60,0 40,0 1 :1,13
Домузгла, колхоз им. Шевченко
1:0,55
1:0,47
1:0,54
1:0,52
1:3,2
1:1,65
1:4,0
1:6,5
1:8,7
31,3 1,33 2,73 51,21 75,3 24,7
— — — — 78,4 21,6
28,0 1,41 2,67 47,57 75,8 24,2
— — — — 76,4 23,6
19,2 — — — — —
42,7 1,12 2,72 58,82 34,3 65,7
— —- — — 50,6 49,4
45,5 1,13 2,75 58,99 29,9 70,1
14,6 — — — 20,8 79,2
— — —- — 16,4 83,6
Глубина
отбора
образца,
м
Описание образца керна
Гранулометриче-
ский состав, %;
диаметр фракции,
мм
0,25— 0,05—
0,05 0,01
<0,01
77,20—77,73
80,86—81,40
80,22—80,85
80,. 85—81,48
41,77—82,85
32,05—83,70
80,20
77,20—77,73
84,65
34,46—85,26
86,70
84,12—86,87
93,25
93,5—94,50
81,70
82,65
77,42
87,62
Глина черпая, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями светло-серого мелко-
зернистого песка ......................
Песок светло-серый, мелкозернистый . . .
Глина черпая, сланцеватая, с очень ред-
кими прослоями мелкозернистого темно-
серого песка, с битой ракушкой . . . .
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями светло-серого мелко-
зернистого песка .... .................
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями мелкозернистого свет-
ло-серого песка, с редкими прослоями
битой ракушки . .................
Песок светло-серый, мелкозернистый . . .
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями мелкозернистого свег-
ло-серого песка................... . .
Песок светло-серый, мелкозернистый . . .
Глина черная, слоистая, с частыми про-
слоями светло-серого песка и редкими
прослоями битой ракушки................
Песок светло-серый, мелкозернистый,
с редкими прослеямп битой ракушки . .
Песок мелкозернистый, светло-серый,
увлажненный............................
Глпна черпая, сланцеватая, с частыми
прослоями мелкозернистого светло-се-
рого песка, с редкими прослоями битой
ракушки ...............................
Песок светло-серый, мелкозернистый,
с редкими прослоями битой ракушки
Песок светло-серый, мелкозернистый,
с прослоями битой ракушки............
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями мелкозернистого песка
(проба для опредетения влажности взята
в основном из песчаной части) ....
Глпна черпая, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями мелкозернистого свет-
ло-серого песка........................
Глина черная, сланцеватая, с очень ча-
стыми прослоями светло-серого песка
Супесь темно-серая, мелкозернистая,
с редкими прослоями битой ракушки
13,6
26,9
5,9
28,0
40,3
19,8
6,20
31,0
4,0
47,9
10,8 75,6
15,5 57,6
7,8 86,3
14,9 57,1
— —
9,1 50,6
— —
— —
— —
— —
18,3 61,9
— —
8,30 86,50
11,3 57,7
9,7 86,3
23,2 28,9
Объемный вес песка 1,7 г’смЗ, глины 1,0 г см3
Продолжение табл. 34
Естсстгев- пая влажность, % вес. Объем- ный вес, г/с,и3 Плот- ность зерен, ?/ СЛ13 Абсолют- ная по- ристость, % Содер- жание песка, % Содержа- ние глины, °/о Соотноше- ние между об ьемами песка и глины в керне *
18,0 82,0 1 : 7,7
7,7 — — — —
— — — 40,5 59,5 1:2,5
— — 4,6 95,4 1 :35,3
— 41,1 58,9 1 : 2,4
5,9 — —
27,1 1,31 2,67 50,95 49,2 50,8 1,75
,9,8 — — — —
31,5 —
11,6 — — — — —
15,5 — —
— 35,1 6-1,9 1 : 3,1
16,3 — — — — — —
12,0 — — — — — —
33,0 1,08 2,65 59,25 4,4 95,6 1 :36,8
33,8 1,14 2,73 58,24 10,4 59,6 1 : 2,5
51,1 1,0 2.65 62,45 4,6 95,4 1 :35,3
25,6 1,46 2,70 45,93 76,4 23,6 1:0,52
Данные, приведенные в табл. 34, показывают, что пластовая
весовая влажность газоносных песков, выведенная как среднеариф-
метическая величина из многих определений, равна 13,6%, а объем-
ная—21%. Эффективная пористость песков в среднем оказалась
равной 23.5%. Влажность черных сарматских глин с абсолютной
пористостью около 53% в среднем равна 41,3% (весовая) и 48%
(объемная).
Эффективная пористость глжн оказалась равной 5—6%. Следо-
вательно, 5—6% их порового пространства не занято остаточной
водой. Примерно такое же количество не занятых водой пор оказалось
и в глгнах хадумского горизонта Северо-Ставропольско-Пелагиа-
динского газового месторождения (табл. 18).
Содержание частиц диаметром меньше 0,01 мм°/„
Рис. 15. Зависимость остаточной водонасыщенности
газоносных сарматских отложений Приазовья от со-
держании пелитовых частиц « 0,01 jiixi).
Как видно, в Приазовье были идеальные условия для отбора
образцов керна с пластовой водонасыщенностью, так как никакие
буровые растворы при прохождении маломощных газоносных гори-
зонтов и отборе керна не применялись. Неполнота водонасыщенно-
сти высокодисперсных глин из газоносных сарматских пластов
объясняется наличием газа.
Проведенные газокаротажные работы на скважинах Приазовья
и Ставрополья, а также газокерновое изучение разрезов указывают
на содержание сорбированных газов, особенно в глинистых породах.
На основании данных табл. 34 составлен график (рис. 15) зави-
симости остаточной водонасыщенности (выражена в % вес.) от
содержания пелитовых частиц (диаметр меньше 0,01 мм).
При частом переслаивании песчаных отложений с глинами, ха-
рактерном для газоносных сарматских отложений Приазовья, в пробу
гранулометрического анализа и пробу на определение влажности
иногда попадало различное количество пелитбвых частиц. Этим
можно объяснить некоторый разброс точек на графике (рис. 15).
Газлинское месторождение (Западный Узбекистан)
На Газлпнском месторождении выявлено пять газоносных гори-
(онтов промышленного, значения, приуроченных к отложениям мела
(IX, X. Xia, XI и XII). Породы-коллекторы газоносных горизонтов
в основном представлены мелкозернистыми алевритпстыми и алеври-
товыми песчаниками кварцево-полевошпатового состава (аркозо-
выми), слабо уплотненными, с незначительным содержанием цементи-
рующих веществ порового типа [67]. В породах часто присутствуют
микролинзочкп глин и округлые стяжения кальцита.
Породы-коллекторы характеризуются слабой сортпрованностью
и окатапностью слагающего их обломочного материала. Однако они
имеют высокую пористость и проницаемость; последняя обусловлена
наличием крупных пор размером 30—50 лк.
Породы-коллекторы IX (самого верхнего) горизонта обладают
более высокими коллекторскими свойствами, чем залегающие ниже
породы других горизонтов, в которых развиты алевролиты и
а тевропесчаннкп.
Для рассматриваемых пород-коллекторов характерны открытая
пористость 26—32 % и проницаемость от сотен до 8—9 тыс. милли-
дарси.
Определение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов
Газлинского месторождения проводили К. А. Грудкин (методом ин-
терпретации промыслово-геофизических материалов), а также автор
и С. П. Корсаков (по данным изучения керна). Полученные различ-
ными методами величины остаточной водонасыщенности были со-
поставлены, что позволило установить возможность применения рас-
сматриваемых методов при изучении газоносных пород месторожде-
ния Газли.
Таблица 35
Сравнительные данные определения остаточной
воды в породах-коллекторах газа по отдельным
интервалам IX горизонта
№ сква- жины Интервал изучения, м Остаточная водонасыщенность, %
геофизи- ческий метод ПО графику [72] центрифуги- рование (3800 иб/мин)
26 606—609,5 20 19
26 674—680 18 21 18
26 711—724 22 20 22
.» 676,5—687 18 18 —
20 718,5—724 25 29 —
С г еднпе данные 21 22 20
Следует отметить, что выход керна при бурении скважин, вскры-
вающих газоносные горизонты, составляет меньше 30% от мощности
горизонта. Однако отбор керна из разных частей разреза горизон-
тов дает возможность в общих чертах охарактеризовать особенности
их строения.
Для изучения остаточной водонасыщенности по керну отбирали
и изучали только проницаемые разности пород, тогда как остаточная
водонасыщенность, определенная с помощью геофизических из-
мерений, характеризует обычно суммарный комплекс тонко переслаи-
вающихся коллекторов и неколлекторов.
В табл. 35 приводятся сравнительные данные об остаточной
водонасыщенности пород-коллекторов IX горизонта, полученные
косвенными методами изучения керна и промыслово-геофизическими
методами.
Из табл. 35 видно, что опробованные интервалы разреза, характе-
ризующиеся развитием более или менее однородных неглинистых
пластовых коллекторов, имеют почти одинаковые значения остаточ-
ной водонасыщенности.
Наличие в отложениях тонких глинистых прослоев и линз в 1 яя
и менее приводит к снижению удельных электрических сопротивле-
ний, что сказывается на точности определения остаточной водона-
сыщенности пород-коллекторов геофизическим методом. В этих
условиях величина остаточной водонасыщенности пород-коллек-
торов, установленная геофизическим методом, будет больше, чем
фактическая. Это хорошо видно пз табл. 36.
Таблица ЗЬ
Результаты изучения остаточной воды в газоносных
породах IX горизонта (средние данные)
№ скважины Эффективная мощность интервала отбора керпа, м Средневзвешенные данные по керну Усредненные дан- ные по геофизи- ческим исследо- ваниям
количество анализов пористость откры- тая, % пористость эффек- тивная (с учетом ос- таточной воды), % проницаемость, мил- ли дарси остаточная водона- сыщенность, %
остаточная водо- насыщенность (определена по данным промыс лово-геофизи- ческих исследо ваний), %
5 9,4 18 27,6 19,5 1877 30 35
20 8,3 8 27,9 20,0 1569 29 35
23 43,0 24 26,8 19,8 1488 27 33
26 12,2 28 27,3 20,0 1545 27 40
Средние дан- ные для го- ризонта по 24 скважинам 250 27,9 20,5 1694 28 36
Таблица 37
Сравнительные данные определения остаточной воды в породах-
коллекторах газа по отдельным интервалам X горизонта
№ скважины Интервал разреза Остаточная водонасыщенность, %
геофизиче- ский метод по графику [72] центрифуги- рование
г 767—786 23 23 29
21 756—763 22 25 25
21 747,5—751 31 23 —.
21 796—800 37 37 —
11 782—788 30 24 —
И 768,5—774 24 31 —
29 744,5—750,2 28 24 —•
29 750,5—758,5 24 22 ——
29 758,5—762 28 32 34
29 762—767 18 34 —
Средние данные . . . 27 28 29
Таблица 38
Результаты изучения остаточной воды в газоносных
породах X горизонта (средние данные)
№ скважины Эффективная мощ- ность интервала от- бора керна, м Количество анали- зов Средневзгешенные данные по керну Остаточная водона- сыщепность по дан- ным промыслово- геофпзиче< ких ис- следований
пористость от- крытая, % порпстость эффек- тивная (с учетом остаточной воды), % проницаемость, миллидарси С ч с № « С ct сыщенность по афику [72]
о « с, О Ь
4 6,7 16 30,8 21,7 1816 33
5 19,5 32 29,0 20,4 1255 29 42
7 7,7 14 30,2 20,8 1060 30 44
8 3,2 5 25.5 16,8 521 36 49
9 23 32 28,3 20,7 1420 27 42
10 3,6 2 22,1 16,0 157 27 45
15 11,2 13 25,8 17,2 1000 34 51
16 12,3 23 27,8 20,7 1273 26 44
21 11,9 15 28,3 19,6 1067 31 42
24 4,5 6 23,7 15,3 166 36 39
26 9.8 9 29,7 21,2 1860 29 45
28 7,1 3 29,7 20,2 1000 32 45
29 31 21 27,3 18,7 684 32 34
Средние данные для горизонта по 20 скважинам 220 27,8 19,5 1124 30 42
Средняя величина остаточной водонасыщенности, установленная
;ля IX горизонта по 250 образцам пород, при определении геофизи-
ческим методом оказалась на 8% больше, чем по данным кернового
изучения [72]. Такое же сопоставление проведено и для газоносных
пород X горизонта (табл. 37).
Различия в величинах остаточной водонасыщенности, устано-
вленной разными методами, объясняются тонким переслаиванием
пород, а в ряде случаев неполнотой изучения керна на данном интер-
вале глубин. Сопоставление остаточной водонасыщенности, опреде-
ленной по керну и геофизическим методам, в узких рамках глубин
вполне возможно и по X горизонту; полученные величины остаточной
водонасыщенности весьма близки между собой.
Результаты определения остаточной водонасыщенности пород
X горизонта приведены в табл. 38. Здесь также наблюдаются зна-
чительные (в среднем на 12%) расхождения величин остаточной водо-
насыщенности, установленной геофизическим методом и по керну.
Наибольшие расхождения отмечаются здесь в тех интервалах раз-
реза, где количество глинистых прослоев возрастает. Из-за малого
отбора керна пз XI горизонта подробные сопоставления ие были
сделаны. Средние величины остаточной водонасыщенности пород
XI горизонта, определенные геофизическим методом и по керну,
35—34%, т. е. почти тождественны.
В проницаемой части горизонта Х1а в значительной степени
развиты тонкие прослои глин и сильно глинистых алевролитов. Для
этого горизонта остаточная водонасыщенность, определенная гео-
физическим методом в разрезах 18 скважин, равна 65—46% и в сред-
нем 56%. Остаточная водонасыщенность по данным изучения несколь-
ких образцов керна в среднем оказалась равной 38%.
Породы XII горизонта изучены полнее. Наибольший интерес пред-
ставляет средняя его часть, которая характеризуется наличием
песчано-алевритовых коллекторов значительной мощности. Встре-
чающиеся здесь мелкозернистые песчаники и алевролиты содержат
редкие и маломощные прослои глин.
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
пород в разрезе XII горизонта приведены в табл. 39.
Значения остаточной водонасыщенности, установленные с по-
мощью центрифугирования и по графику, близки между собой.
Однако в ряде случаев остаточная водонасыщенность, вычисленная
по графику, меньше, чем при центрифугировании.
При центрифугировании образец вначале полностью насыщают
водой, в процессе опыта отжимают свободную воду и в породе остается
только связанная вода. Если в песчаной породе есть прослойки
и линзы глины, то суммарное содержание остаточной воды будет
выше. Поэтому для таких пород остаточную водонасыщенность точ-
нее определять по графику (рис. 8), используя соотношение
между проницаемостью и эффективной пористостью для раз-
личных гранулометрических типов песчано-алевритовых по-
род [72].
128
Проницаемость пород-коллекторов газа месторождения Газли,
измеренная параллельно и перпендикулярно напластованию, оказа-
шсь во многих случаях почти одинаковой (табл. 40). Это указывает
в основном на изотропность пород по проницаемости.
Таблица 39
Сравнительные данные определения остаточной воды
в породах-коллекторах газа по отдельным интервалам
XII горизонта
№ скважины Интервал изучения, Л Г Остаточная водонасыщенность, %
геофизиче- ский метод центрифу- гирование по графику [72]
5 1094 41 36 32
9 1028—1032 25 23 20
9 1068—1071 55 29 24
9 1071—1073 22 29 24
9 1073—1075 20 36 32
9 1075—1080 16 22 20
10 . 1049,5—1052 24 25 21
10 1052—1055 46 38 32
16 1050—1056 35 23 24
16 1058—1063 40 25 25
16 1069—1075 10 27 27
29 1066—1074 45 35 37
29 1086—1089 33 35 32
Средние данные 33 29 28
Средние данные об остаточной водонасыщенности по горизонтам
Газлинского газового месторождения приводятся в табл. 41.
Из табл. 41 впдно, что породы IX горизонта характеризуются
(ио керну) наименьшей остаточной водонасыщенностью, равной
22%; остаточная водонасыщенность пород X и XII горизонтов 28%,
XI и Х1а горизонтов 38%.
Для сопоставления результатов изучения остаточной водона-
сыщенности методом центрифугирования и по соотношению прони-
цаемости и эффективной пористости (рис. 8) были изучены
143 образца газоносные алевропесчанпков Газлинского месторожде-
ния (табл. 42). Сравнивались данные по образцам пород с известный
гранулометрическим составом.
Необходимо отметить, что в ряде случаев повышенное содержание
пелитовых частиц в образцах пород не увязывается с их высокой про-
ницаемостью. Анализ этих фактов показал, что породы содержат
микролинзочки глин, которые попадают в гранулометрическую
9 Заказ 1131.
129
Таблица 10
Результаты определения проинца. мости пород-коллекторов
газа пара стельно и перпендикулярно напластованию
Порода № сква- жины Гори- зонт Глубина отбора керна, м Проницаемость, дарси
параллель- но напла- стованию перпенди- кулярно напластова- нию
Песчаник мелкозерни- стый, алеврнтпстый 8 [X 687,65—#91,65 4,75 4.40
Го же . . 20 /17,7—722,7 2,18 1,86
» 20 760—763,2 1,18 1,02
» . . 5 X 779—782,5 4,47 4,35
» 782,5—786 0,06 0,01
» 7 770,14—774,14 1,67 1 60
Члевролит глинистый 7 770,14—774.14 0,43 0.40
Песчаник мелкозерни- стый, алевритовый - , 29 764—770 1,16 0,9'.
То же . 29 776—781 1,64 1,46
Таблица 41
Сравнительные данные определения остаточной
воды в породах-коллекторах газа
Газлинского месторождения
Остаточная вод о насыщен- ность по керну по от- де тьным интервалам разреза Остаточная водо- насыщенность но геофизическим данным
мые го- по от-
ризонты по гра- центрп- дельным
фику [72] фугиро- вание рпзонту интерва- лам раз- по гори- зонту
реза
IX 22 20 27 21 36
X 28 29 30 27 42
XI 37 • — 35 —
Х1а 38 — — — 56
XII 28 29 29 33 35
пробу. Поэтому необходимо тщательное микро- и макрооппсапне
таких пород.
Коэффициент водонасыщенности пород Газлинского месторо-
ждения, определенный методом центрифугирования и по графику
(рис. 8), в среднем отличается на 1 % (табл. 42). Несовпадение дан-
ных в ряде случаев объясняется карбонатностью и кавернозностью
130
образцов. Последняя значительно влияет па проницаемость даже
при сравнительно небольших значениях открытой пористости. Иногда
несовпадение данных наблюдается также у пород, представленных
микропереслаиванпем линзочек глин с песчаниками и алевролитами.
Такие породы показывают водосодержанпе более высокое, чем сле-
довало бы ожидать для песчаной части породы коллектора. В то же
время на абсолютную проницаемость образца породы, измеренную
параллельно слоистости, микролпнзочкп глин могут практически
и не влиять. В этом случае эффективная порпстость, определенная
по графику (рис. 8), будет выше, чем определенная по керну мето-
дом капиллярных давлений и центрифугированием.
Определение остаточной водонасыщенности газоносных пород
Газлпнского месторождения различными методами позволяет прийти
к следующим выводам.
Остаточная водонасыщенность, установленная геофизическим ме-
тодом и по керну (центрифугированием и капиллярным методом,
а также с использованием графика, приведенного на рис. 8) для узких
интервалов разреза, где залегают однородные по стрд ктуре и текстуре
песчаные породы, имеет близкие значения. В то же время водона-
сыщенность, определенная геофизическим методом для всего раз-
реза газоносных отложении (по горизонтам), содержащего микро-
липзы и прожилки глин, оказывается значительно выше, чем по дан-
ным изучения керна пород-коллекторов.
Остаточная вода в коллекторах нефти
Как показали исследования [9, 30, 35, 34], остаточная водона-
сыщенность в нефтяных пластах зависит от полярности нефтей. Ак-
тивные компоненты нефти гпдрофобпзпруют часть поверхности ми-
неральных частиц. Поэтому общая поверхность минеральных ча-
стиц, слагающих нефтяной пласт, представляет смесь гидрофильных и
гидрофобных поверхностен. Поверхность наиболее крупных пор,
заполненных нефтью, гидрофобизована за счет адсорбции молекул
поверхностно-активных компонентов нефти, в то время как поверх-
ность мелких пор, заполненных остаточной водой, сохраняет свои
гидрофильные свойства [34]. Остаточная водонасыщенность нефтя-
ных пластовых коллекторов ряда месторождений была определена
прямым методом С. Л. Заксом [22, 19, 23] в 194G—1948 гг. Образцы
пород были отобраны в нефтяной шахте, штольне, в колодцах,
а также в скважинах. Величина остаточной водонасыщенности по
отдельным месторождениям колеблется от 4 до 33%.
Так как образцы были отобраны в ограниченном количестве,
истинного содержания остаточной водонасыщенности пород-коллек-
торов по месторождениям установить не удалось. Результаты опре-
делений представлены в табл. 43.
Изучение во ВНИИ (Ф. И. Котяхов, Ю. С. Мельникова и др.)
остаточной водонасыщенности девонских нефтеносных мелкозер-
нистых песчаников и алевролитов Туймазинского месторождения
9* 131
т а б л и ц и 42
Результаты определения остаточной воды в меловых породах Гаиливскосо газовою месторождения
косвенными методами
№ образ- ца 7039 7040 8085 8088 7055 7058 7388 7389 7392 7395 7400 7942 7949 >. со № скважины Глубина отбо- ра керна, л? 646,07—650,57 1181,41-1190,91 1203,07—1210,31 675,18-680,0 615,18—680,0 780,03—785,48 785,48-790,74 790,74—795,74 1040,27-1046,27 Гори- зонт IX XIII IX XII Порода Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, рыхлый, с линзочками глины Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, рыхлый, с редкими линзочками глины и стяжениями кальцита Песчаник средни- и мелкозернистый, алеври- тпстый, известковистый, с линзами глины Песчаник мелкозернистый, алевритовый, из- вестковистый Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с. частыми линзами глины Песчаник мелкозернистый, алевритовый, сла- бо глинистый, с линзами глины Алевропесчаник с линзами глины Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с с редкими линзами глины Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с линзами глины ♦ Песчаник средне- и мелкозернистый, с лин- зами глины . Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с микролинзами глины Алевропосчаник глинистый, известковистый Алевропесчаник с доломитово-глинистым це- ментом ... « И И ° й —< о 31,8 32,2 22,2 29,5 22.1 25,2 .•'3,8 33,7 3.3.2 29,2 29,6 25,9 32,2 н ч <i s = 5 ® а г 2 о р Г-1 й “ 4552 3372 108 2049 6 58 1112 2839 4.388 884 2415 140 550 Пористость ю»—го^-ююсо— — со^кэ го эффективная, ГО о О О СЛ О — Сл сс О 00 п,, % (по центри- фуге) Остаточная вода, %
центри- фугиро- вание 12 10 43 16 71 52 28 23 29 34 29 38 ,32 по гра- фику [72] 13 20 45. 22! 66. 501 32. 26; 25. 35 24 38 35
7074 5 е9о,8—о99,3 IX Песчаник мелковернигшн, алеврнтпстый, глинистый, с линзами глины ....... 30,4 45 15 51 52
7094 689,0-692,5 IX Песчаник мелкозернистый, алевритовый, с
зернами доломита, стяжениями кальцита и линзами глины ... 27,7 953 22 20 22
7409 772,0-775,5 X Ллевропесчанпк слабо глинистый, с шизами -
ГЛИНЫ 33,5 865 22 33 34
7412 779,0—782,5 Песчаник мелкозернистый алеврнтпстый, с
линзами глпны 33,6 4470 26 23 25
7414 782,5—786,0 Песчаник мелкозернистые, сильно а гсврптп- стыи, с неравномерно карбонатным цементом Ллевропесчанпк слабо глинистый, с линзами
24 445 16 33 23
7420 786,0—789,5
ГЛШШ 26,6 126 14 46 41
7952 1094,65-1098,15 ХТТ Ллевропесчанпк известковистый 22,0 93 14 36 31
7962 1-112,15-И 15,65 Ллевропесчанпк с редкими линзами гЛпны 28,5 588 19 32 30
7966 1123,0-1128,0 Песчаник мелкозернистый, алевритовый с род-
ними линзами глины ... 32,1 1900 27 15 25
8106 1212,85-1215,50 XIII Ллевропесчанпк ... 31,0 2651 25 19 19
8109 1219,0-1222,5 Песчаник средне- п мелкозернисты,, алеврм
тистый 27,4 5520 24 12 14
7107 6 645,0-650,0 IX Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, с
редкими линзами глины, с глинистым и кальцитовым цементом 25,2 684 16 35 20
7108 То же 32,9 3682 22 32 27
7118 668—675 Ллевропесчанпк глинистый, с микролннзами
глины ...... 21,5 19 11 48 49
7121 681- -686 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, с 2051 28 18
редкими микролннзами глпны 34,8 30
7425 745,0-750,0 X Ллевропесчанпк слабо глинистый 30,8 611 23 26 28
7426 Песчаник мелкозернистый, алевритистыи, с 1918
линзами глины п с кальцитовым цементом 26.7 18 32 18
7431 761,9—765-0 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, гли- 2173
нистый 33,9 25 27 30
7972 1041,05-1045,0 XII Песчаник крупно-, средне- и мелкозернистый,
алевритовый, известковистый, с галькой и гравием 26 6957 22 14 12
8118 1114-1148,65 XIII Ллевропесчанпк известковистый . . 27,4 274 18 33 'И
Продолжение табл. 42
Л» образ- ца № сква- жины Глубина отбо- ра корна, м Гори- зонт Порода Пористость открытая, % Г1 роницае- мость, милли- дарси Пористость эффективная, % (по центри- фуге) Остаточная вода, %
центри- фугиро- вание по гра- фику [72]
8121 6 1148,65-1152,05 хш Песчаник мелкозернисты й, алеврит петый 29,7 1875 9*« 23 24
8122 Алевропесчаппк 26,4 288 16 38 34
812о 1152,65—1157,65 Песчаиик мелкозернистый, алевритовый, из-
вестковистый . . . . . .... 26.9 419 19 28 30
7127 7 625—629 IX Песчаник мелкозернистый, алевритистый, с
частыми линзами глины 27,2 1654 24 И 16
7136 666-671 Песчаник мелкозернистый, с алевритом, с
гранулярным доломитовым цементом . . . 25,9 3956 22 13 17
7137 671—676 Песчаник мелкозернисты!!. алевритистый, с
редкими стяжениями кальцита 28,8 49,81 24 16 14
7141 680—684 Песчаиик мелкозернистый, с алевритом,
рыхлый 34,1 7362 30 13 19
7439 766,14-770,14 X Алевролит глинистый 31.0 564 18 29 31
7444 770.14—774,14 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, ела-
бо глинистый 32,4 1671 22 31 31
7445 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, со
стяжениями кальцита 31,5 1674 24 25 26
7447 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, ели-
нистый 33,3 1237 24 27 30
7983 1091.7—1095,0 XII Песчаник мелкозернистый, алевритовый, из-
вестковистый 23,7 120 14 41 36
8135 1142—1146 хш Песчаник мелкозернистый, алевритовый, из-
вестковистый 25,6 215 20 23 30
8136 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, из-
вестковистый 27,9 1214 21 23 33
8139 1150—1154 Песчаник мелкозернистый, алевритовый . . 30,1 993 24 19 27
8146 1177-1181 Песчаник крупно- и мелкозернистый, а ten-
ритистып. известно висты и 21,5 245 13 38 35
7160 8 613-617 l.\ 1 locaaiiiii; мс шоиериистый, слабо J шииетый,
алевритовый, с тонкими линзами глины п редкими стяжениями кальцита 32,5 701 24 25 32
7170 687,65—691,65 IX Песчаник мол колорит тын, рыхлый, с ачев-
ритом, с комочками глпиы и микрилипзами доломита ... 38.2 4754 31,4 18 27
7467 811,4-816,4 х Алсвропесчапик 33,2 1341 24,2 26 30
8002 1053,6-1057,6 XII Песчаник средне- и мелкозернистый, алеври- товый, известковистый Алевролит с карбонатным цементом, си стя- 22,2 24 10,5 53 53
8005 1057,6-1061,6
/Копиями доломита и микропрослоями кар- боната 25,9 88 14,8 43 38
8166 1127—1131 хш Алевролит пасчаный. i шииетый с шизами
ГЛПИЫ 34,5 259 22,8 14 41
8171 1131-1135 Песчаник разнозершн тый. а чсврптш я ый ил-
вестковистый 24,7 5613 21,8 12 13
7186 9 612,5—616,0 IX Песчаник мелкозернистый, алевритистый, со
стяжениями кальцита и с тонкими линзами глины ... 33.7 2803 27 19 26
7193 660-663,5 Песчаник мелкозернистый, алевритнй'ый, с
редкими стяжениями кальцита и тонкими линзами глпиы ... 4 31,1 2241 25.6 18 21
7196 666,5—660.9 Песчаник мелкозернистый, алевритистый, со 3401 26,1 21
стяжениями кальцита и линзами глины 31,1 1 ’>
7204 680,4--684,0 Песчаник средне- и мелкозернистый, с алев-
ритом, с неравномерным кальцитовым це- ментом и линзочками глины 25,4 2337 17,6 31 17
7205 Алевронесчаник сильно и неравномерно глп
нистый, с зернами доломита ... 24,6 7 10.5 57 67
7207 То же 21,3 14 12,5 41 53
7471 750-753.5 X Песчаник мелкозернистый, а теврптиетый, глп-
НИСТЫЙ .... 31,6 1344 22.5 29 32
7472 753,5-757.0 Песчаник мелкозернистый. алевритпс1ый, с 22,7
редкими стяжениями кальцита . . 32 1 1600 30 32
7478 764-767,5 То же, но с линзами глины Песчаник мелкозернистый, алевритистый 25,3 777 19,3 2! 21
7500 806,5-810,5 31,8 1700 23,6 26 30
7504 810,5-814,5 То же » . 33,-4 г 488 27,3 19 26
Продолжение табл. 42
№ образ- ца № сква- жины Глубина отбо- ра керна, At Гори- зонт Порода Пористость открытая, % Проницае- мость, милли дарси Пористость эффективная, % (по центри фуге) Остаточная вода, %
центри- фугиро- вание пи гра- фику (721
8016 - XII Песчаник мелкозернистый, алевритпслый,
8023 1068—1072 глинисты/], известковистый, с неравномер- ным цементом 29,8 3440 23 23 20
Алевропесчаник с кальцитовым цементом, с
линзами доломита 27,8 760 19,8 29 24
8025 1072-1076 Алевропесчаник с микролинзами глины 28,7 281 18,4 36 32
8029 1080—1084 XII- XIII Алевропесчаник глинистый . 25,6 179 17,4 32 33
8181 1114-1116 XIII А гевронесчаник известковистый ... 28,4 143 16.5 42 13
8190 1133-1137,6 Песчаник разпозернистый, алеврнтистый 25.1 6400 20,9 17 14
8192 1137,6-1142.0 'Го же ... 31,3 5890 27,6 12 20
8038 10 1050,6-1060,16 XII Алевропесчаник' слабо глинистый 23,90 206 14,8 38 32
8039 То же 28,20 1416 21,2 25 21
7222 11 600,4-611.8 IX Песчаник ме 1козериистый, алевритовый, с
линзами глины и частыми зернами каль- цита 34.40 2176 29,0 15 27
7233 644,99—650,0 Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый. с
галькой, с комочками и линзами глины,
с неравномерным кальцитовым цементом 25.20 7Ь0 21,9 13 20
7511 12 781—786 X Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый . . 29,10 1437 19,8 32 27
7522 825-829 Песчаник мелкозернистый, сильно алеври-
тистый . 33,03 1433 25,2 24 31
7326 837-841 Алевропесчаник 34,17 583 22,2 35 36
7528 845-849 Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с
обугленными растительными остатками 31,44 917 21,0 33 33
7537 869—873 Песчаник мелкозернистый, алевритовый . . 35,5ч 1799 26.2 22 33
7540 873-877 Песчаник мелкозернистый, сильно алеври-
iiic ii.iii 33.10 2567 27,2 18 25
8154 1205-1209 XI1J А К’вронесчашш глинистый, с линзами глины 21.94 32 8,8 60 45
7556 15 758,15-762,15 X Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, с
линзами глины 31,00 2593 22,9 26 23
760С 16 760-766 Песчаник мелкозернистый, алевритовый . . 32,37 2057 24.9 23 27
7604 777,0-782,5 То же 33,47 1605 24,4 24 34
7611 793,5-798,5 Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый . . 33,10 1752 23,2 30 32
80ьи 1049-1054,5 XII Песчаник мелкозернистый, известковистый 30,17 5660 25,3 16 26
8062 1049-1054,5 X J r Песчаник средне- п мелкозернистый, пзвест-
ковпстыи, с редкими линзами глины . . •26,23 1125 18,9 28 28
8067 1054,S 1060 Песчаник средне- и мелкозернистый, с гр’а-
виси, известковистым, с линзами глины, со стяжениями кальцита 27,84 3700 20 9 25 26
8243 1111.3-1118,0 XIII Песчаник средне- и мелкозернистый, алеврп- тпстый, глинистый, известковистый . . . Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, 27,23 1056 19,9 27 26
7276 20 717,7-722,7 IX
глпнпстып, с комочками и линзами глпны, с гранулярным доломитом и кальцитом в цементе 24,42 103 10,2 58 38
7278 Песчаник мелкозернистый, Ьж-вритпетый, 35,15 2182 32
слабо глинистый, со стяжениями кальцита 25,0 29
7283 722,7-727,7 IX Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, со 33,18 4012 27,2
стяжениями кальцита 18 24
7287 737-739 То же, но с линзами и комочками глпны.
галькой мергелей и стяжениями кальцита 33,45 3947 27.8 17 24
7291 742—747 Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, с
линзами глии, с рассеянными зернами и стяжениями кальцита ..... 30.62 634 24,5 20 32
7297 760—763.2 Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, 21,85 30
7301 сильно л неравномерно глинистый .... 12,9 41 45
76.3,2—767,2 Посчаппк мелкозернистый, алевритовый, с
частыми зернами доломита и линзочками глины 23,1 335 16,1 30 22
7302 Песчанпк мелкозернистый, алевритистып, со 31,20 1968 23,7 22
стяжениями кальцита и линзами глины 24
7634 826-831,5 X Песчаник мелкозернистый, алевритовый . . 34,05 15851 25,9 24 32
7639 831,5—837,0 Песчаник мелкозернистый, алеврптистый, с 28,01 2491 25 18
глинистым цементом 21,0
II р о д о .'I ж е и и г i а б л. 42
№ образ- ца Кз сква- жины Глубина отбо- ра корна, .w Гори- зонт Порода Пористость 1 открытая, % П рошщае- мость, милли- дарси Пористость эффективная. % (по центри- фуге) Оста точная вода, %
центри- фугиро- вание ПО гра- фику [72]
7640 Песчаник мелкозернистый. алевритовый., с
кальцитовым цементом . . ... 33,44 1155 26,4 21 34
7644 837-841 То ж< 33,10 1068 21,8 30 29
7648 841-845 » 30,98 1818 22,9 26 27
7654 870-875 Алевролит 1ЛШ1ПСТЫИ 33,03 528 22,6 32 32
8043 20 1170-1176 XII Алевролит крупнозернист ый. иесчаиыП, кар-
бонатныи . . . . . 31,01 1145 22,9 26 29
8045 1176—1182 Алевропесчаник карбонатный . . 28,20 472 20.6 27 29
8047 1182-1188 Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый, с
тонкими прослоями глины . . 26,8 206 17,4 35 37
8049 Алевропссчаппк с доломитовым цементом 27,9 205 15,3 45 38
7671 21 751-757 X Алевролит с линзами глины 32,7 481 23,2 29 30
7672 757-763 Песчаипк мелкозернистый, глинистый, со стя-
жениями кальцита 27,23 2756 19,9 27 17
7673 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, со
стяжениями кальцита . 32,02 2420 25,9 19 25
7684 794-800 Алевролит песчаный, слабо i шиистый 33,0 <Ю9 21,4 35 34
7735 29 758-764 Ллевропесчанпк с прослоями гтпны, слабо
известковистый 10.20 834 19 37 30
7738 764-770 Песчаник мелкозернистый, аювритовый, со
стяжениями кальцита 33,20 1165 23,6 29 35
7740 770—776 X Песчаник мелкозернистый, алеврнтпстый 31,0 820 21,7 30
7712
7750
7991
7992
7997
7328
73,29
7314
7345
7340
7347
7350
7359
7708
771, -781 Песчаник мелкозернистый, алевритовый, co
стяжениями кальцита . . . 32,27 1639 24,8 2;’, 29
796 801 Песчаник мелкозернистii, < tuieapimw ела-
бо известковистый 31,40 1379 22 6 28 30
1067-1072 XII Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, из-
всстковпстый, с частыми включениями
глины . , . ч 23,4 735 18,3 22 15
Алевропесчаник известковистый 33,9 69 17.6 48 58
1087-1092 Алевролит песчанистый , . 28,8 296 18,7 35 32
26 1)73—678 IX Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый 32,58 3132 26 5 19 26
678-683 Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с
неравномерным известковистым цементом и редкими линзами глины 24,33 454 19,6 19 22
715-720 Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, с
неравномерным карбонатным цементом, ка- вернозный 24,5 1269 14,1 30 15
Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый, без
каверн 17,81 531 15,4 11 11
IX Песчаник мелкозернистый, алевритистый. с
линзами глин 34,26 8384 26,6’ 22 29
720-727 Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый,
карбонатного цемента мало 26 91 5155 22,1 15 15
727-733 Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый. со
стяжениями кальцита и линзами глины 35,38 7150 30,6 13 20
760—765 Песчаник мелкозернистый, сильно алеврпчи-
стый, с линзами глины, с зернами карбо- натов в цементе 32,69 3424 28,7 12 20
816-822 X Песчаник мелкозернистый, алеврнтистый 34,87 4511 25,1 28 28
Средние данные 28 29
Таблица \:i
Результаты определении остаточной воды в нефтяных коллекторах
некоторых месторождений (по С. Л. Заксу)
Месторождения Место отбора образцов Порода Остаточная водонасыщен- ность, %
пределы колеба- ний величин средние значения
Ярегское Пуловнинское Шубанпнское » Т1 нрмакипское Лово-Стецанов- ское Подземные выработки Скважины Штольня Колодцы Скважины (56 образ- цов) Скважины Песчаники . . . Пески среднезер- нистые, глини- стые, слабо сце- ментированные Пески средне- и мелкозернистые, иногда сл юдп- стые Пески среднезер- нистые .... Песчаники мелко- зернистые, часто сильно глини- стые и слюди- стые Доломиты мелко- зернистые из- вестковистые . . До 26 18.5—26,6 1,9 (песок средне- зернистый)—22,1 % (песчаник мелко- зернистый) 10,7—31.6 11—71 2,8—60 6.9 22.9 8.3 20,8 32,7 25
по керну скн. 1529, пробуренной на нефтяном безводном растворе,
в интервале глубин 1621,9—1639,1 м, показало, что при открытой
пористости от 10,4 до 24,9% (средняя 23,3%) остаточная водонасы-
щенность, определенная прямым методом в аппарате ЛП-4. ко-
леблется в пределах 4,8—41,5 °6 (средняя для изученного керна 7.2 %).
Проведенное ВНИИ и Центральной лабораторией пефтепро-
лгыслового управления Туймазанефть изучение остаточной водона-
сыщенности нефтяных девонских пород в разрезе скв. 1607, также
пробуренной па нефтяном безводном растворе, в интервале глубин
1701,3—1716,75 м показало, что при открытой пористости от 15,4
до 24,6?о (средняя 21,8%) остаточная водонасыщенность, опреде-
ленная прямым методом в аппарате ЛП-4, составляет от 4,7 до 39,3%
(средняя для изученного керна 11,0%).
Однако в породах низкой проницаемости (2 мпллпдарси и меньше)
и пористости (10% и меньше) остаточная водонасыщенность, опреде-
ленная прямым методом, достигает 72—89%.
Ряд образцов керна мелкозернистых девонских песчаников
скв. 1607 Туймазов, отобранных с глубины 1708,42—1716,75 м,
был изучен в лаборатории физики пласта ВНИИГАЗ па остаточное
водосодержание косвенным методом (центрифугированием). Изуче-
но
пне показало, что при открытой пористости от 21,4 до 24% и прони-
цаемости от 90 до 1460 миллидарси остаточная водонасыщенность
колеблется от 4 до 28%.
По данным УфНПП п ЦНПЛ нефтепромыслового управления Туй
мазанефть пористость мелкозернистых песчаников, слагающих пласты
и Дп. распределяется следующим образом: от 20 до 23% для Д£
п от 20 до 22% для Дп, средневзвешенное значение пористости песча-
ников пластов Д£ и Дп равно 21,5 и 21%; средневзвешенное значение
проницаемости пласта Д£ составляет 0,450 дарси и песчаников пласта
Д 0,361 дарси [67]. Используя косвенный метод (график на рис. 8),
получаем остаточную водонасыщенность пород пласта Д , рав-
ную 14°о, и пород пласта Дп —16%.
Для выявления общей нефтепасыщеппости пород-коллекторов аба-
зинской свиты Ахтырско-Пугундырского нефтяного месторождения
(Краснодарский край) мы определили [67] остаточную водонасы-
щенность косвенным методом — по соотношению эффективной газо-
проницаемости и водонасыщенности [74]. При слабой газо-
пасыщенпости пластовой нефти в коллекторе присутствуют нефть
н остаточная вода. Определив последнюю, можно установить вели-
чину общей нефтенасыщенпостп.
Результаты определения остаточной водонасыщенности пред-
ставлены в табл. 44, из которой видно, что содержание остаточной
Таблица 44
Коллекторские свойства нефтеносных алевролитов абазинской свиты
Ахтырско-Б} гундырского месторождения нефти
.V» обратна № скважины Глубина отбора, м Порпсто< гг> от- крытая, % Проницаемость (по газу), мпл- лцдарсп Содержание остаточной воды, % от объема пор Пористость эффектив- ная (с уче- том остаточ- ной воды) %
абсо- лют- ная при остаточ- ной водона- сыщепностп
400 1665—1667 33,76 865 820 10,0 30,36
968 400 1659—1661 33,41 530 474 15.8 28,40
979 400 1635—1637 33,78 364 286 26,0 25,00
971 400 1651—1653 33,09 284 256 24,0 25,15
994 400 1600—1602 31,80 160 139 36,0 20,36
1068 295 1724—1726 27,68 138 84 35,5 17,85 •
1192 410 1982—1985 28,31 95 72 40П 17 00
1318 395 2053—2055 24,06 55 50 29,0 17,10
1301 395 2008—2010 25,00 74 48 38,0 15,50
1428 425 2015—2018 26,76 44 34 40,0 15,96
1222 420 2008—2011 26,98 42 36 38,0 16,72
1219 420 2000—2002 27,29 43 32 40,0 16,37
1295 395 1989—1991 21,59 36 32 36,0 13,81
1317 395 2051—2053 24,57 43 31 42,0 14,23
441
воды в алевролитах значительно уменьшается с возрастанием про-
ницаемости. Чем более проницаема порода, тем меньше в ней содер-
жится остаточной воды, тем выше значения эффективной пористости.
Сравнение данных об остаточной водонасыщенности. полученных
различными методами
При изучении остаточной водонасьпцепностп пород-коллекторов
газа Северо-Ставропольско-Печагпадппского и Кугультинского ме-
сторождений были применены прямой и некоторые косвенные методы
(капиллярных давлении, соотношения эффективной газопроницае-
мости п водонасыщенности, соотношения проницаемости и эффектив-
ной пористости, капиллярной влагоемкостп).
Выше описаны результаты изучения остаточной водонасыщен-
ности прямым и другими методами. Сопоставление полученных ве-
личин позволпло сделать вывод о применимости косвенных методов
при определении остаточной водонасыщенности [69, 67, 64].
Ниже приводятся результаты определения косвенными методами
остаточной водонасыщенности в продуктивны х на газ и нефть породах
ряда других месторождении.
Ленинградское газоконденсатное
месторождение
В Краснодарском крае объектом изучения были газоносные по-
роды нижнего мела Ленинградского газоконденсатного место-
рождения.
Нижний мел расчленяется на шесть литологических пачек [67],
из них три нижние (переслаивание песчаников, алевролитов и глин,
песчаники, алевриты) слагают продуктивный горизонт.
Коллекторы газа представлены в основном песчаниками средне-
зернистыми, кварцево-полевошпатовыми, с плохо отсортированными
и окатанными обломочными зернами, цемент породы гипсовый, ангид-
ритовый, неравномерно поровый, встречается регенерационный
кварцевый и кальцитовый цемент.
Коллекторские показатели пород сравнительно высокие; про-
ницаемость колеблется от сотен до 9 тыс. мпллидарсп, порпстость
открытая от 20 до 30%. Мощность прослоев коллекторов колеблется
от 10 см до нескольких метров.
При изучении коллекторов газа нижнемелового возраста Ле
ипнградского месторождения былп получены данные, позволяющие
сравнить остаточную водонасыщенность, установленную косвенным
методом (по соотношению проницаемости и эффективной пористости
[72]), с результатами геофизического метода (БКЗ).
Изучение 24 образцов средне- и мелкозернистых песчаников,
а также алевролитов показало, что в среднем открытая пористость
их равна 25%, проницаемость 2310 миллидарси, остаточная водо-
насыщенность 24,6% и эффективная порпстость 19% (табл. 45).
Таблица 45
Результаты определения остаточной водонасыщенности н эффективной пористости меловых пород
на Ленинградском газовом месторождении Краснодарского края
№ образца № ск ва жи- вы Глубина отбора керна, .« 11 ирода • Пористость открытая. % Проницае- мость, миллпдар- сп Пористость эффектив- ная но гра- фику [72], % Остаточная водоиасы- щенность по графику [72], %
6456 3 2295—2302 Алевролит ..... 27,4 86 18 34,4
6563 •J 2307—2312 Песчаппк средне- и мелкозернистый 23,2 1801 20 13,6
6459 3 2312-2313 Песчаник крупно- и среднезернпстый 22,3 9175 22 5,4
(>469 4 2107-2112 Песчаппк средне- и мелкозернистый 25,3 3400 21 17,0
6472 4 2122-2127 То же ............. 23,4 470 17 26,3
6487 5 2158-2164 Песчаппк мелкозернистый алевритовый 26,5 2531 23 13,0
6489 5 2164-2169 То же 28,4 5370 23 19,3
6491 5 2175-2180 Алевролит 29,3 1385 25 14,8
6504 9 2127-2132 » 19,2 8 10 47,5
6529 И 2180-2186 Песчаппк средне- л мелкозернистый 28,9 4800 22 24,0
6533 И 2180-2186 То же . . ... 24,4 3100 22 10,0
6537 14 2370-2378 Алевролит глинистый 23,1 13 13 40,0
6538 14 2370-2378 Песчаппк мелкозернистый, алевритовый . 18,9 81 14 28,8
6539 14 2370-2378 Песчаник средне- п мелкозернистый . 19,6 90 13 33,6
6541 \ 2102-2107 Песчаппк метко- к срсдиезервистый 24,6 1916 20 18,8
6555 14 2370—2378 Алевролит 24,0 114 19 20.8
6556 14 2370-2378 » ’ 24,0 13 12 50,0
6568 15 2225-2230 Песчаник мелкозернистый 28,8 926 20 30,5
6569 11 2180-2186 Песчаник среднезернпстый 28,4 •->085 21 26,0
6121 4 2102-2107 Песчаник средне- и мелкозернистый — 1180 19 —
6122 4 2107-2112 Песчаник среднезернпстый . — 2830 19 —
6125 4 2112-2127 Песчаник средне- и мелкозернистый . . . — 325(1 20 —
6133 11 2180-2186 Песчаник сроднозернистый .... .... 27,8 5640 22 22,8
6492 5 2158-2164 Песчаник мелкозернистый ... 27 2 2180 22 19,0
Средние зпачеппя . 25,0 2310 19 24,5
По данным геофизических измерений остаточная водонасыщенность
пород в среднем равна 25%.
Таким образом, данные определений двумя указанными методами
оказались одинаковым:!.
Месторождение газа
Угерско — Б п л ь ч е - В о л и ц а
В верхней части известково-песчаной толщп угерской свиты
месторождения Угерско — Бильче-Волица приурочены промышлен-
ные скопления газа. Газоносные породы представлены мелкозер-
нистыми песчаниками кварцевого состава с детритусово-известко-
выл! и известковым цементом.
Изучение песчаников, содержащих скопления газа, проведенное
И. В. Смирновой [59], показало наличие в них неравномерных ти-
пов цемента (неравномерно поровый, неравномерно сгустковый и
сгустковый), связанных с детритусовым составом песчаников. Лито-
логический состав песчаных пород угерской свиты изменяется по
площади месторождения. В связи с этим выделяют три зоны развития
коллекторов.
Первая зона охватывает площадь Угерско и сложена песчаниками
мелкозернистыми, с детритусово-известковым цементом; вторая зона
занимает южную часть площади Бпльче-Волпца и характеризуется
развитием песчаников мелкозернистых, с детритусово-известковым
Таблица 46
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
и аффективной пористости пород угерской свиты на газовом
месторождении Угерско — Бильче-Волица
Зона, п лощадь Число анализов Пористость от- крытая, % Остаточная водонасы- щенность, % Проницаемость по газу, милли- дарси Пористость эффектив- ная, °0 Порода
экспери- менталь- но * по гра- фику [72] экспери- мента л ь но * по гра- фику [72]'
I II III 64 15 20 25,2 24,7 24,5 19 26 20 21 23 1270 820 400 20,5 18,2 20,2 19,5 19,0 Песчаники мелко- зернистые То же Песчаники мелко- зернистые, алев- ритистые
Средневзве- шенные зна- чения 99 24,8 22,5 21,3 830 19,3 19,6
* Капиллярный метод и метод соотношения еффектпвгк? , ..-опрогшиаемости и водо-
васыщенности.
144
и известковым цементом; третья зона распространена в северной
части площади Бильче-Волица, в ней развиты песчаники мелко-
зернистые, алевритистые, с известковым и глинисто-известковым
цементо i.
Остаточная водонасыщенность газоносных угерских песчаников
определялась лабораторно-косвенными методами (метод капилляр-
ных давлений; по соотношению эффективной проницаемости и водо-
насыщенности; по соотношению проницаемости и эффективной пори-
стости).
Насыщенность остаточной водой карбонатных песчаников угер-
ской свиты зависит от количественного содержания и характера
распределения в них кальцитового цемента.
Результаты определения остаточной водонасыщенности различ-
ными косвенными методами представлены в табл. 46. Они оказались
достаточно близкими.
Шебели некое газовое месторождение
Основным газоносным горизонтом Шебелпнского месторождения
является свита медистых песчаников, представляющая переслаивание
тонкоотмученных, сильно ожелезненных глин с алевролитами сильно
глинистыми [67]. В алевролитах преобладает фракция диаметром
0,05—0,01 мм, реже присутствует крупноалевритовая фракция.
Алевролиты мелкозернистые характеризуются низкими коллектор-
скими свойствами; обычно пористость открытая не превышает 9—
13%, проницаемость составляет доли миллидарси, объемный вес ра-
вен 2,50—2,70 г/см3. Алевролиты купнозернистые и песчаники мелко-
зернистые, алевритистые обладают более высокими коллекторскими
показателями: пористость открытая колеблется от 10 до 27% и про-
ницаемость от 1 до 300 миллидарси. Эта группа коллекторов содер-
жит промышленные запасы газа.
В табл. 47 приведена остаточная водонасыщенность указанных
пород. Из таблицы видно, что результаты определения остаточной
водонасыщенности центрифугированием (3800 об/мин) и по соотно-
шению проницаемости и эффективной пористости (рис. 8) в ряде
случаев совпадают или близки.
В табл. 48—53 приведены сравнительные данные определения
косвенными методами остаточной водонасыщенности в нефтяных
породах ряда месторождений Кавказа и Волго-Уральской области.
Анализ результатов показывает, что в большинстве случаев остаточ-
ная водонасыщенность, определенная графически расчетным путем
[72], достаточно близка к остаточной водонасыщенности, устано-
вленной другими рассмотренными методами, в том числе и стандарт-
ным методом капиллярных давлений.
Приведенные в главе III результаты определения остаточной во-
донасыщенности пород-коллекторов некоторых газовых и нефтяных
месторождений послужили основой для построения графика кор-
реляции (рис. 16). На график нанесены 565 значений остаточной
10 Заказ 1131.
145
Таблица 47
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
в породах свиты медистых песчаников на Шебелинском
газовом месторождении
№ образца Ns скважины Глубина отбора, м Пористость откры- тая, % Проницаемость, мил- ли да рсти Остаточная вода, % Порода
по графи- ку [72] центрифу- гирование
5535 40 1912—1918 19,3 4 58 54 Алевролит
5542-а 40 2050—2056 19,5 33 38 38 Песчаник мелкозернистый
5543 40 2050—2056 18,8 46 31 33 То же
5564 13 2011—2018 19,2 49 32 44 »
6351 65 1609—1617 21,2 19 42 52 Алевролит мелко- и крупно - зернистый
6333 65 1609—1614 25 157 23 12 Алевролит мелко- и круп- нозернистый, песчаный
6335 65 1614—1619 18,6 9 45 48 Алевролит глинистый
6301 65 1619—1625 26,4 301 23 23 Алевролит мелко- и круп- нозернистый, песчаный
6352 65 1675—1680 19,0 5 57 56 Алевролит мелко- и круп- нозернистый
Средние данные 20,3 88 39 40
Таблица 48
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
в породах продуктивной толщи восточного Азербайджана (Кпрмакинская
долина, свита ПК) методом центрифугирования и методом соотношения
проницаемости п аффективной пористости
1 Ns образца Порода Пористость открытая, % Проницае- мость по газу, миллидарси Остаточная вода, %
центрифу- гирование по графику [72]
27 Алевролит глинистый 30,6 340 30,1 27
30 То же 29,3 290 26 1 24
41 » 34,5 140 29,1 35
43 Песчаник мелкозер- нистый алевритовый 23,3 260 18,7 22
45 То же 29,7 490 31 6 32
46 32,5 830 29,4 33
Средние данные . . . 30 422 27,5 29
Примечание. Аналитические данные И. А. Мухаринской и С. Г. Мовсесяна (1958).
Таблица 49
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности в породах
продуктивной толщи восточного Азербайджана методом капиллярных
давлений и методом соотношения проницаемости и эффективной пористости
М есторождение Порода Пористость открытая, % Проницаемость по га- зу, миллидарси Остаточная вода, %
метод капилляр- ных давлений j по графику [72]
Апшеронский полуост- ров, Кирмакинская долина (обнажение) 1о же » Кюровдаг, скв. 67, глу- бина 1141—1145 м Кюровдаг, скв. 67, глу- бина 1163—1167 м Алевролит песчаиы! Песчаник мелкозерни- стый, алевритовый . . Песчаник мелкозернистый То же Песчаник мелкозерни- стый, алевритовый То же 33 31,4 28,4 23,6 26,7 27,6 1210 1280 745 886 255 386 30,5' 29,7 33 19,4 37,0' 47,0 30 30 33 18 34 35
Примечание. Аналитические данные И. А. Мухаринской и С. Г. Мовсесяна
(195ч).
Таблица 59
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности в породах
продуктивной толщи Апшеронского полуострова методом капиллярных
давлений и методом соотношения проницаемости и эффективной пористости
№ образ- ца Порода Пори- стость откры- тая, % Прони- цаемость по газу, миллидар- си ОстаТочная вода, %
метод капилляр- ных давлений по гра- фику [72]
16 Алевритовый песок 35,3 2994 30,0 30
8 То же 31,3 1970 26,0 23
1 » 33,0 2790 28,8 25
3 Алеврит песчано-глини- стый 31,5 1129 28,5 30
18 Алеврит глинистый 30,5 1F0 32.9 34
44 То же ... . 32,0 77 50,0 50
57 30,8 76 5₽, 9 43
34 » ......... 21,0 21 56,3 ; 43
Средние данные . . . . 30,7 1155 39,0 1 35
Примечание. Аналитические данные А. Т. Ночмарева и А. А. Симонян (1949)
Таблица 51
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
алевролитов абазинской свиты Ахтырскл-Бугундырского нефтяного
месторождения различными методами
№ образ- ца № сква- жины Г лубина отбора, .и Пористость открытая, % Проницае- мость, миллидар- си Остаточная вода, %
по соотноше- нию эффективной проницаемо- сти с водона- сыщенно стью по графи- ку [72]
968 400 1659—1661 33,4 530 16 27
979 400 1635—1637 33,8 364 26 32
971 400 1651—1653 33,1 284 24 33
994 400 1600—1602 31,8 160 36 36
1068 295 1724—1726 27,6 138 35 32
1192 410 1982—1985 28,3 95 40 33
1318 395 2053—2055 24,1 55 29 31
1301 395 2008—2010 25,0 74 38 30
1428 425 2015-2018 26,7 44 40 44
1222 420 2008—2011 26,9 42 38 44
1219 420 2000—2002 27,3 43 40 45
1295 395 1989—1991 21,6 36 36 31
1317 395 2051—2053 24,6 43 42 35
Средние данные . . . 28,3 147 32 35
Таблица 52
Сравнительные данные определения остаточной водонасыщенности
в девонских (пашийских и жпветских) песчаниках Мухановского
нефтяного месторождения
№ образ- ца № : сква- жины Г лубина отбора, м Пори- стость откры- тая, % Проницае- мость, миллпдар- си Остаточная вода, %
по соотноше- нию эффективной проницаемо- сти и водона- сыщенности ПО графи- ку [72]
6000 410 2866,8- 2869 16,0 86 12,0 9
6022 412 2380—2882 16,3 62 15,5 19
6025 412 2946—2951 17,2 163 13,0 13
6030 403 2882—2885 14,9 100 11,5 7
6046 411 2853—2855 16,7 198 11,0 8
6049 411 2926—2930 14,3 57 20,0 12
6050 411 2943—2947 15,5 96 11,5 10
Средние данные . - . - 15,8 108 11,3
148
Таблица 53
Сравнительные данное определения остаточной водонасыщенности
в девонских мелкозернистых песчаниках Сеьафимовского, Бавлинского
и Туймазинского месторождений
№ образца Месторождение Пористость открытая, % П пони- цаемость по газу, миллпдар- си Остаточная вода, %
метод капилляр- ных давлений ПО графи- ку [72]
ИЗ Серафимовское 21 340 16 19
130 » 21 400 16 16
173 » 21 320 13 18
184 » 20 300 12 14
195 » 21 590 14 13 .
226 » 21 530 17 14
225 21 590 15 12
202 » 22 400 14 20
203 » 20 600 18 7
199 » 20 540 И 10
166 » 21 420 16 1.»
192 » 19 400 7 8
Средние данные 21 452 14 14
63 Бавлинскоё 20 600 16 7
55 » 24 2260 12 8
56 » 24 2700 10 7
57 » 21 1370 10 4
Средние данные 22 1732 12 7
364 Туймазпнское 21 730 13 10
287 » 24 560 15 22
333 » 23 430 17 22
165 22 240 22 27
Средние данные 22 490 17 20
Примечание. Аналитичесние данные Л. И Рубинштейна (1950 г.).
149
Сравнительные средние данные определения
Площадь, месторождения Продуктивный горизонт Число анали- зов Пори- стость откры- тая, %
Северо-Ставропольская Хадумский 12 36
Пелагиадинская » 76 33
Кугул ьтинская 86 32
Зеленая свита
Александровская I пачка 19 23
II пачка 41 26
III пачка 10 26
Свита Горячего Ключа 40 25
Ленинградская Нижний мел 24 25
Березанская То же . 3 16
Майкопская 1 10
Старо-Минская 1 15
Каневская » 1 19
Бильче-Волица Угерская свита 35 25
Угерско То же . 64 25
Шебелинская Свита медистых песчаников 10 20
Газли Мел IX 250 28
» X 220 28
» XI 35 26
» Х1а 11 23
» XII 46 26
» XIII 40 23
Восточный Азербайджан, Продуктивная толща, свита
Кирмакинская долина ПК 6 30
То же Продуктивная толща 4 29
Кюровдаг То же . 2 27
Апшеоонский п-ов » 8 31
Ахтырско-Бугундырская Абазинская свита . . 13 28
Мухановская Пашийский и живетскпй 7 16
Серафимовская Девон ... 12 21
Бавлинская » . . 4 22
Туймазинская » ... 4 22
Ташкудук Мел IX 210 26
» X 180 25
» XII 150 22
» XIII 120 22
Таблица 55
остаточной воды различными методами
Прони- цаемость, миллидар- си Остаточная вода, %
метод прямой, аппарат Л П-4 метод капил- лярных давле- ний метод соот- ношения эффектив- ной проницае- мости и водонасы- щенности метод центри- фугиро- вания метод соот- ношения проницае- мости и эффектив- ной пористости метод геофизиче- ский (по БЕЗ)
440 30 27 35
192 42 — 39 — 42 56
17 60 — — — 61 79
2 — — 75 — 78 55
714 — 21 — 20 20
150 — 56 •— 42 48
125 — 47 -— 41 :
2310 — — .— 24 25
И — — — 38 43 —
0,7 — — — 28 32 —•
8 — — — 61 53 —
10 — — — 63 59 •—
610 — 26 —. — 21 —
1270 — 19 — — 20 —
88 — —~ — 40 39 •—
1694 —— — — 26 27 36
1124 — — 29 30 , 42
330 — -— .— 37 —
440 —- — — 38 56
850 — —- — 29 28 35
700 — — — — 31 —
422 — — — 27,5 28,8 —
810 — 28 — — 28 —
320 •— 42 — .— 35 —
1155 — 39 — — 35 —
147 — — 32 — 35 —
108 — 13 — И -—
452 — 14 — — 14 —
1732 — 12 — — 7 —
490 17 — — 20 —
400 — — — — 29 41
500 — — — -— 24 —
590 — — — — 26 —
370 — — — — 23 —
водонасыщенности, полученных методами; прямым, геофизическим,
центрифужным, капиллярных давлений, эффективной газопроницае-
мости, которые сопоставлены с данными метода соотношения прони-
цаемости и эффективное! пористости (графический расчетный метод).
Точки на графике располагаются близко к теоретической кривой.
По всем опытным точкам, отвечающим тому или иному методу,
были составлены корреляционные таблицы; на основании их под-
Рис. 16. График корреляции данных, полученных в результате определения
остаточной воды различными методами.
Опытные данные получены методами:
1 — капиллярным; 2 — по соотношению между эффективной газопроницаемостью и водо-
насыщенностью; 3 — центрифугированием; 4 — прямым (дистилляцией); 5 — геофизиче-
ским (по БКЗ).
которые оказались весьма близкими. Они подчиняются уравнению
у = ат + Ь, где у — величина остаточной воды, определенная по
керну различными методами; т — остаточная вода, установленная
графически расчетным методом [72]; а и b — постоянные коэффи-
циенты (табл. 54).
Как видно из табл. 54, коэффициенты корреляции близки к еди-
нице, что подтверждает прямую связь результатов определения оста-
точной воды 1рафически расчетным методом и другими методами.
Результаты изучения остаточной водонасыщенности пород рас-
смотренных выше месторождений различными методами сведены
в табл. 55.
Таблица 54
Данные о коэффициентах корреляции и постоянных
а и Ъ
Метод определения
остаточной воды
Прямой ................
Капиллярных давлении . .
Центрифужный...........
Соотношения эффективной
газопроницаемости и во-
донасыщенности ....
159 0,92 1,21 —8,0
73 0,97 1,02 1,2
208 0,96 1,05 —1,0
122 0,98 1,00 —0,5
ооооо
ГЛАВА IV
ОСТАТОЧН \Я ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ,
ПРОНИЦАЕМОСТЬ II СТРУКТУРА ПОРОВЫХ ПРОСТРАНСТВ
Влияние остаточной водонасыщенности на проницаемость
горных пород
До настоящего времени ряд исследователей, следуя П. Д. Джонсу
117], утверждал, что присутствие в пористой породе погребен-
ной (остаточной) воды совершенно не влияет на проницаемость
породы.
Л. С. Лейбензон в своей работе [38] приводит соображения об
изменении пористости в связи с наличием в породе тонких пленок
воды (то, что мы называем остаточной водой). Эту пористость
Л. С. Лейбензон называет эффективной.
Пользуясь методом Слихтера для фиктивного грунта, Л. С. Леп-
бензон в результате расчета приходит к выводу, что существованш
даже очень тонкой пленки влияет на величину пористости и скорость
фильтрации. Этот вывод Л. С. Лейбензона необходимо было подкре-
пить также аналитически.
Мы провели серию опытов для определения остаточной воды
в сцементированных и несцементированных песчаных и алеврито-
вых породах, а также для определения проницаемости при остаточ-
ной водонасыщенности [75]. Величины абсолютной и эффективной
(при остаточной водонасыщенности) газопроницаемости одних и тех
же образцов породы мы сравнивали друг с другом.
В табл. 56 приведены результаты 64 опытов, в которых опреде-
лялась проницаемость песчаных и алевритовых пород при остаточной
водонасыщенности. Из нее видно, что при остаточной водонасыщен-
ности проницаемость породы уменьшается. Таким образом, утвер-
ждение П. Д. Джонса [17] и некоторых других исследователей,
что присутствие в породе остаточной воды не влияет на величину
проницаемости, не соответствует действительности.
Обычно снижение проницаемости при остаточной водонасыщен-
ности тем больше, чем больше последняя. Уменьшение проницаемо-
сти наиболее четко наблюдается в тонкопористых осадках, например
алевролитах и алевритах, а также при наличии в породах веществ.
Таблица 56
Результаты определения проницаемости песчаников и алевролитов
при остаточной водонасыщенности
№ образца Проницаемость по газу, миллидарси Оста- точная вода, % от объема пор Пори- стость откры- тая, % Пори- стость эффек- тивная, % Снижение газо- проницаемости при остаточной водонасыщенно- сти, % от абсо- лютной газо- проницаемости
абсо- лютная при остаточной водонасы- щенности
Песчаник среднезернистый
487 3200 2800 11 21,90 19,5 12,5
52 1570 1390 9 20,00 18.0 11.5
980 1300 1200 14 18,76 16,14 7,7
2510 ИЗО 1000 12,5 20,00 17,5 11,5
990 850 750 11 20,00 17,8 11,7
857 720 630 10 17.85 16,07 12,5
2515 115 107 23 14,20 10,93 7,0
2410 500 422 7,5 15,80 14,70 15,6
2409 66 60 22 12,85 10,02 9,1
610 275 242 30 18,30 12,80 12,0
3465 580 537 14 17,26 15,76 7,4
2403 270 255 5 14,60 13,90 5,5
2067 1391 1368 15,4 19,57 16,55 1,7
Песчаник мелкозернистый
1709 3500 3200 5 26,38 25,06 8,6
2807 3165 2900 7,5 29,09 26,91 8,4
3237 2300 2100 8 26,08 24,00 8,7
3351 2250 1850 19 28,91 23,42 17,8
.3235 1830 1650 И 25,73 22.90 9.8
3348 1720 1500 17,5 26,65 21.99 12,8
623 1300 1200 7,5 23.03 21,30 7,7
2583 1618 1250 20 26,44 21,15 22,8
1990 1620 1440 20 26,17 20,94 11,1
619 1200 1050 10 22,08 19,27 12,5
3588 1600 1400 18 26.82 22.00 12,5
604 780 690 8.5 21,14 19,34 11,4
2898 1370 1250 20 24,72 19,78 8,8
591 690 620 8,5 20.42 18,68 10.2
603 625 543 9 20.66 18,80 13,1
1940 730 630 23 24,74 19,05 13,7
1208 590 570 5 20,00 19,00 3,4
2808 645 600 8,5 18,67 17,08 7,0
65 550 490 20 229) 18,32 10,9
2806 400 357 8.5 19,67 18,00 10,8
3341 326 261 24,3 22.76 17,23 20,0
611 375 .541 8 18,80 17.30 9,1
2280 220 185 19 20,92 16.95 16,0
Продолжение табл. 56
№ образца Проницаемость но газу, миллидарси Оста- точная вода, % от объема пор Пори- стость откры- тая, % Пори- стость эффек- тивная, % Снижение газс- пропипаемости при остаточной водонасыш енно- сти, % о г абсо- лютной газо- проницаемости
абсо- лютная при остаточной водонасы- щенности
5'15 250 210 8.5 20,06 18,36 16,0
2540 168 160 30 21,86 15,30 10.7
2058 228 198 9.7 18,33 16,55 13,2
616 122 105 12,5 19,35 16,93 14,0
1944 126 97 28 22,55 16,24 23,0
615 75 57 11 17.74 15,79 24,0
1978 640 600 10 24,14 21,73 6.3
3333 2810 2530 17,70 27.37 25,84 9.0
3345 1270 1145 18,96 24,37 20,74 9,9
3356 1810 1630 22,22 29,04 23,32 10,0
3332 560 520 6,8 26,14 18.00 7,2
Алевролит
968 530 474 15,8 33,41 28.40 10.6
979 364 286 26 33,78 25,00 21,4
971 284 256 24 33,09 25,15 9.9
994 160 139 36 31,80 20,36 13,2
1068 138 84 35,5 27,68 17,85 39.2
965 865 820 10 33,76 30,36 5,2
1192 95 72 40 28,31 17.00 24,2
389 392 370 10 28,74 25,80 5,6
1294 90 56 53 23.60 11,09 37.8
982 600 480 24 35,64 27,06 20,0
1017 130 121 14 23,43 20,15 7,0
964 265 225 18 29,96 24,57 15,1
1301 74 48 38 25,00 15,50 35,2
1317 43 31 42 24,57 14,23 27,9
1732 1480 1350 9 40,20 36,58 8,8
1014 231 200 15 25,64 23,00 15 4
1021 155 124 20 26,05 20,8 20,0
подверженных гидратации. С увеличением содержания остаточной
воды уменьшается живое сечение фильтрующих пор, что отражается
на снижении проницаемости.
Из табл. 56 видно, что в ряде случаев остаточная водонасыщен-
ность, особенно у алевролитов, достигает 30—53 % и снижение про-
ницаемости по газу при данной водонасыщенности колеблется от
21 до 39%. Как оказалось, в состав цемента этих алевролитов (об-
разцы № 979, 1068, 1192, 1294, 982, 1301, 1317) входят глинистые
минералы — гидрослюды с примесью бейделлита. Важное значенш
имеет также количество цементирующих веществ. В образце алев-
ролита № 1068 содержится до 24% пелитовых частиц, что отражается
156
на величине остаточной водонасыщенности (35,5%) и снижении га-
зопроницаемости (39%).
Ниящ в табл. 57 приводятся результаты электронно-микроско-
пических исследований алевритовых пород абазинской свиты Ах-
тырско-Бугундырского нефтяного месторождения, изученных на
остаточную водонасыщенность и проницаемость.
Таблица 57
Результаты электронно-микроскопических исследований пород
абазинской свиты Ахтырско-Бхгундырского нефтяного месторождения
№ образ- ца № сква- жины Глубина отбора образца, .и Порода Краткие данные электронно- микроскопических исследований
1190 410 1977—1980 Алевролит с редкими мик- ропрослоями глины Доминирующим компонентом глин является гидрослюда (главным об- разом в относительно крупных пластинках); как примесь отмеча- ются скопления монтмориллобид- ного типа
1217 420 1994—1997 Алевролит Глинистые минералы представлены гидрослюдой с примесью бейдел- лита пли слабо бейделлитизиро- ванной гидрослюдой. В виде при- меси присутствует каолинит
1243 435 2123—2125 То же
Из алевритов хадумского горизонта Ставрополья были приго-
товлены модели с различным количеством пелитовых частиц (глини-
стые минералы относятся к монтмориллонитовой группе). В них
косвенным методом [74] определяли содержание остаточной воды,
после чего модели испытывали на газопроницаемость (табл. 58).
Таблица 58
Результаты определения
газопроницаемости алевритов хадумского
горизонта Ставрополья в зависимости
от остаточной водонасыщенности
Из табл. 58 видно, что с увеличением содержания пелитовой части
породы количество остаточной воды возрастает и проницаемость
понижается.
Для выяснения влияния остаточной водонасыщенности на газо-
проницаемость несцементированных песчаных пород мы провели
опыты на моделях кварцевых песков, составленных из различных
гранулометрических фракций. Был взят люберецкий кварцевый
песок, из которого при помощи сит были получены отдельные гра-
нулометрические фракции, послужившие исходным материалом для
составления моделей (табл. 59).
Таблица 59
Снижение газопроницаемости при остаточной водонасыщенности
в песчаных гранулометрических фракциях
Модель Диаметр фракций, мм Объемный вес, г[см? Пористость открытая, % Остаточная вода, % от объема пор Пористость эффективная, % Газопроницае- мость, дарси Снижение про- ницаемости, % от абсо- лютпоп про- | ницаамости
абсо- лютная при ос- таточ- ной воде
I 0,25—0,20 1,741 35,0 5,0 33,25 26.27 24,50 7
II 0,20—0,16 1,714 35,71 6,5 33,39 14,50 12,80 12
III 0,15—0,10 1,740 34,58 7,5 31,99 7,58 6,88 И
IV 0,10—0,08 1,698 36,10 13,0 31,47 1,43 1,17 18
V 0,08—0,075 1,745 34,0 24 25,84 0,54 0,33 39
VI 0,075—0,065 1,741 34,58 50 17,29 0,10 0,04 60
VII <0,065 1,697 36,0 <50 16,0 0,09 0,01 89
Из приведенных данных видно, что снижение проницаемости
в искусственно уплотненных кварцевых песках тем больше, чем более
тонкозернисты пески. Снижение газопроницаемости во фракциях
0,08—0,075 мм и 0,075 —0,065 мм достигает соответственно 39 и
60%.
Чем тоньше фракция в моделях более или менее однородно
уплотненных песков, тем больше значение остаточной воды и тем
меньше проницаемость. С уменьшением диаметра частиц увеличи-
вается содержание остаточной воды в породе и уменьшаются зна-
чения эффективной пористости и проницаемости.
На графике (рис. 17), построенном по данным табл. 56, заметна
линейная зависимость между абсолютной и эффективной газопро-
ницаемостью при остаточной водонасыщенности.
Снижение газопроницаемости при остаточной водонасыщенности
в сцементированных песчапо-алеврптовы < породах составляет в сред-
нем 10,72% от абсолютной проницаемости.
Интересно, что теоретические расчеты, проведенные Л. С. Лей-
бензоном [38] для установления скорости фильтрации в шарообраз-
ных частицах диаметром 0,25 мм при толщине пленки остаточной
воды 0,001 Л1Л4. показывают снижение скорости фильтрации на 10%.
Эта величина весьма близка к нашим данным, полученным аналити-
ческим путем.
Наличие в породе гидратирующих веществ резко увеличивает
содержание остаточной воды. Так, испытание двух образцов алеври-
тов, отобранных из хадумского горизонта Ставрополья, показало
следующее. Один образец алеврита не содержал пелитовых частиц
и показал абсолютную газопроницаемость 1692 миллидарси и эф-
ЗфсректиВная пронаааетсть при. остаточной
ЯпВонасышенчости Вааса
Рис. 17. Соотношение между абсолютной и эффек-
тивной (по газу) проницаемостями при остаточной
водонасыщенпости для песчано-алевритовых пород.
фективную газопроницаемость прп остаточном водонасыщении
1550 миллидарси; снижение газопроницаемости составило 9%.
Другой образец алеврита содержал 5% пелитовых частиц, при-
чем они состояли из минералов монтмориллонитовой группы. Его
абсолютная газопроницаемость 985 миллпдарси и эффективная
газопроницаемость при остаточном водопасыщении 600 мпллидарси;
снижение газопроницаемости составило 39%.
Приведенный пример показывает, что при наличии в породе
гидратирующихся веществ нельзя судить о снижении проницаемости
по среднему поправочному коэффициенту, равному 10,72%. В этом
случае необходимо определить не только абсолютную проницаемость,
но и проницаемость при остаточной водонасыщенности.
Таким образом, исследование показало, что величина проницае-
мости пород при их остаточном водонасыщенпп снижается. Так как
все горные породы осадочного происхождения содержат в естест-
венном залегании то или иное количество остаточной воды, то при
установлении реальной величины проницаемости ее следует опре-
делять при остаточном водонасыщенпп
Следовательно, в расчетные формулы, куда входит проницаемость,
определяемая по керну, необходимо вводить не абсолютную про-
ницаемость, а эффективную, соответствующую остаточному водо-
насыщению породы.
Зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости
П. Д. Джонс [17] приводит соотношение между проницаемостью
и содержанием остаточной (погребенной) воды для трех типов кол-
лекторов: песков мелкозернистых, среднезернистых и крупнозер-
Рис. 18. Зависимость между водонасыщенпостью
породы и проницаемостью для коллекторов раз-
личного типа (по П. Д. Джонсу).
нистых (рис. 18). Карбонатные породы (известняки, доломиты)
на графике соответствуют крупнозернистым песчаникам.
С. Л. Закс 119 ] указывает, что данный график не соответствует
фактическим данным, полученным как у нас в СССР, так и за рубе-
жом. Действительно, изучение остаточной водонасыщенности в кар-
бонатных породах показывает, что ее содержание может быть до-
статочно большим и не соответствует графику П. Д. Джонса [17].
Не во всех коллекторах наблюдается зависимость между остаточ-
ной водонасыщенностью и проницаемостью. Изучение остаточной
водонасыщенности показывает, что в некоторых можно наблюдать
зависимость между проницаемостью и остаточной водонасыщенно-
стью. Однако характер ее даже в разрезах, представленных одно-
типными по гранулометрическому составу породами, различный
(рис. 19).
160
Из рис. 19 следует, что при относительно небольшой проницае-
мости (100—200 миллидарси) и прп высокой проницаемости (более
2500 миллидарси) для
большинства приведенных
кривых остаточная водо-
насыщенность Имеет близ-
кие значения.
С. Д. Пирсон 150 ] при-
водит график (рис. 20),
изображающий семейство
кривых, которые выра-
жают зависимость содер-
жания связанной воды
в чистых песчаниках от
пористости при определен-
ных значениях проницае-
Рис. 19. Зависимость между содержанием ос-
таточной воды и проницаемостью.
1 — алевролиты глинистые абазинской свиты Ах-
тырско-Бугундырского нефтяного месторождения;
2 — алевриты газоносного хадумского горизонта
Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторожде-
ния; з — песчаники мелкозернистые газоносной
угерской свиты месторождения Угерско — Бильче-Во-
лица; 4 — модели, составленные из песчано-алеври-
тового материала кварцевого состава; 5 — алевролиты
глинистые свиты медистых песчаников Шебелинского
газового месторождения; 6 — песчаники мелкозерни-
стые меловых отложений Газлинского газового ме-
сторождения (средние данные для горизонтов).
мости.
Фактические данные об
остаточном водосодержа-
нпп в породах-коллекто-
рах далеко не всегда соот-
ветствуют графику Пир-
сона. Последний является
весьма ориентировочным
Однако для девонских неф-
тяных песчаников Волго-
Уральской нефтегазоносной обла-
сти сходимость фактических дан-
ных с графиком Пирсона в ряде
случаев оказалась достаточно
хорошей. По данному графику
нельзя определить остаточную воду
для алевролитов, в различной сте-
пени глинистых, с пористостью
более 25—30% и проницаемостью
менее 30 миллидарси. На нем от-
сутствуют кривые для пород с про-
ницаемостью свыше 1000 милли-
дарси.
График К. Г. Оркина основан
на том же принципе, что и график
С. Д. Пирсона, однако при его
использовании результаты полу-
чаются пные. Указанные графики
не учитывают литологию пород,
что приводит к неточностям, а за-
частую и к большим ошибкам
в определении остаточной воды.
Пористость открытая,%
Рис. 20. Зависимость между содер-
жанием связанной воды в чистых пес-
чаниках и пористостью для фикси-
рованных значении проницаемости
(по С. Д. Пирсону). •
11 Заказ 1131-
161
Значительно точнее определять остаточную воду по графику зави-
симости эффективной пористости от проницаемости [70, 72] для
различных по гранулометрическому составу песчано-алевритовых
пород (рис. 8).
Рис. 21. Зависимость между водонасыщепностью по-
роды, проницаемостью и пористостью коллекторов (по
К. Г. Оркину).
На рис. 21 представлена зависимость между водонасыщенностью,
проницаемостью и пористостью пород-коллекторов, предложенная
К. Г. Оркпным [45].
Остаточная водонасыщенность и удельная поверхность
Коллекторы нефти и газа представляют собой систему многочи-
сленных мелких пор и каналов с огромной общей поверхностью.
В таких системах большую роль играют капиллярные и поверх-
ностно-молекулярные явления, которые в основном и определяют
содержание связанной (остаточной) воды в нефтяных и газовых за-
лежах.
Общая поверхность всей системы пор и каналов характери-
зуется удельной поверхностью. Однако определение удельной поверх-
ности сцементированных горных пород чаще всего заменяют расче-
том удельной поверхности несцементированных зернистых пород,
что не одно и то же.
Удельной поверхностью зернистой породы называется суммарная
поверхность всех частиц, содержащихся в единице видимого объема
этой породы.
Удельная поверхность зависит от размеров, формы и минерало-
гического состава зерен. Чем выше степень дисперсности породы,
чем больше в ней тонких пор, тем больше величина удельной по-
верхности. Она сильно влияет на проявление молекулярно-поверх-
ностных сил при движении флюидов через коллекторские толщи
и на содержание остаточной воды.
162
Удельная поверхность несцементированных песчаных пород мо-
жет быть определена по известной формуле
с _ CY V В.
d ’
где у — объемный вес породы в г/см3; А — плотность зерен, соста-
вляющих породу, в г/см3', Р —вес породы в г; р — вес данном фрак-
ции породы в г; d — диаметр частиц в см.
Удельная поверхность фиктивного грунта, состоящего из шаров
одинакового размера, равна
5УЯ ж= 6 (17'га) см2/см3,
U.Q
где пг — коэффициент пористости; dj — эффективный диаметр шара
в см.
Из анализа формулы следует, что с уменьшением эффективного
диаметра зерен и коэффициента пористости удельная поверхность
возрастает. Так, при наиболее плотной укладке зерен (т. е. при
т = 0,26) удельная поверхность фиктивного грунта для зерен
0,25 мм составляет 177,6 см2/см3, а для зерен размером 0.05 мм —
888 см2/см 3.
Козени выражает удельную поверхность через гидравлический
радиус:
,, _ т
Учитывая, что гидравлический радиус характеризуется отноше-
нием площади порового канала к его периметру и для поры с круг-
лым поперечным сечением равен половине ее радиуса, формулу можно
переписать в следующем виде:
с 2т
суд — ~р~ ,
где г' — средний радиус пор.
Ф. И. Котяхов [27] в результате некоторого преобразования
формулы Пуазейля для случая ламинарного потока жидкости
в трубе получил следующую формулу для среднего радиуса пор:
r' = V^.
Т т
где к — проницаемость.
Подставив значение г в формулу SyK = 2 т/г и выразив прони-
цаемость в единицах дарсп, Котяхов [27] нашел, что5уд — 7000
Формула выведена из предположения, что песчаная порода ха-
рактеризуется однородной системой пор, сложена шарообразными
зернами и изотропна по проницаемости. К. Г. Оркин [45] пред-
лагает ту же формулу, что и Ф. И. Котяхов, только с другим при-
корневым коэффициентом. Так, для изотропной песчаной породы он
11*
163
Принимает коэффициент с — 3530 при обычных нормальных части-
цах и с = 4330 при хорошо отсортированных однородных частицах.
Применяя приведенные выше формулы с различными значениями
с не только к рыхлым и слабо сцементированным песчаным породам,
но и к сцементированным, мы допускаем большую ошибку при под-
счете их удельной поверхности.
На основании наших экспериментальных данных об удельной
поверхности сцементированных песчано-алевритовых пород устано-
влено, что коэффициент с изменяется в зависимости от типа породы.
Для алевритов он равен 4500, для мелкозернистых песчаников —
5850 и для среднезерпистых песчаников — 7700. В процессе даль-
нейшей работы величина с, возможно, несколько уточнится.
Л. И. Рубинштейн [56] определил удельную поверхность ряда
образцов методом проницаемости и сопоставил полученные дан-
ные с определениями Б. В. Деряпша [15], основанными на под-
счете коэффициента фильтрации газа через пористую среду при
глубоком вакууме (табл. 60).
Анализ приведенных данных показывает, что метод проницаемо-
сти дает несколько заниженные результаты по сравнению с методом
Таблица но
Удельная поверхность девонских песчаников по методу Дерягина
(Ув) и по методу проницаемости (SG при <-=4500 и $’** при с. = 5850),
СЛ2/с№
т, % А, дарси soio~3 sjjio-3 5--10-3 Л'р *0 S** S0
19,0 0,960 0,45 0,38 0,495 0,84 1,10
24,3 1,300 0,61 0,54 0,610 0,88 1,00
21,4 0,741 0,65 0,52 0,670 0,80 1,08
22,0 0,724 0,68 0,55 0,700 0,81 1,03
21,4 0,543 0,80 0,62 0.785 0,78 0,98
21,6 0,663 0,80 0,55 0,723 0,69 0.905
20,8 0,318 0,98 0,76 0,970 0,78 0,990
22,8 0,284 1,02 0,90 1.203 0,87 1,179
23,8 0,665 1,04 0,79 0,834 0,73 0,801
23,3 0,420 1,06 0,78 1,002 0,74 0,95
19,0 0,182 1,12 0,87 1,135 0,78 1,013
21,4 0.515 1,14 0,62 0,806 0,54 0,707
20,0 0.294 1,14 0,74 0,965 0,65 0,846
23,8 0,623 1,16 0,66 0,862 0,57 0,744
27,0 0,548 1,16 0,85 1,110 0,73 0,955
19,9 0,205 1,30 0,88 1,140 0,68 0,877
18,8 0,157 1,68 0,93 1,203 0,55 0,748
21,9 0,090 2,41 -54 1,998 0,64 0,829
20,4 0,090 2,61 1,39 1,795 0,62 0,688
Примечание. Расчет удельной поверхности при с = 4500 произвел Л. И. Рубин-
штсйп, при с = 5850 А. А- Ханин (для мелкозернистых песчаников)
Б. В. Дерягина; при с — 5850 значения удельной поверхности
весьма близки к данным, полученным методом Б. В. Дерягина.
Метод Б. В. Дерягина, как и метод проницаемости, не учиты-
вает поверхность тупиковых пор, поэтому получаемая величина
удельной поверхности но в полной мере отражает структуру поро-
вого пространства породы.
Л. И. Рубинштейн [561 дал рекомендации по выбору адсорб-
ционного метода определения удельной поверхности песчаников
и показал возможность надежного снятия изотерм адсорбции паров
метилового спирта и высших представителей гомологов ряда жир-
ных кислот из растворов.
Определение удельной поверхности песчаников и карбонатных
пород методом адсорбции газа приведено в работе К С. Брукса
и В. Р. Перселла [82]. Этот метод основан на измерении величины
физической адсорбции инертного газа, например азота пли аргона,
на чистой поверхности твердого тела, при повышенном давлении
и постоянной температуре, близкой к нормальной температуре сжи-
жения газа. Прп помощи теории изотермической адсорбции можно
определить количество газа (а следовательно, и число молекул),
которое необходимо для того, чтобы покрыть твердую поверхность
слоем толщиной в одну молекулу. Зная площадь, которую покры-
вает одна молекула, южпо рассчитать общую поверхность твердого
тела S:
где vm — объем адсорбированного газа, который необходим для
образования мономолекулярного слоя прп нормальных условиях
(0°, 1 «т), в с.ч3; Q — плотность газа при нормальных условиях
в г/сл3; N — число Авогадро; М — молекулярный вес газа; 6 —
эффективная площадь, покрываемая каждой молекулой: для азота
О о
б = 15,4 А, для аргона 6 = 13,6 А.
Методы определения площади, покрываемой молекулами, ад-
сорбированными на твердых поверхностях, описаны в работе
Г. К. Ливингстона [93].
Брукс и Перселл изучали площадь поверхности горных пород
в их структурном состоянии, без дробления. Результаты определе-
ний по методу низкотемпературной адсорбции газа показали, что
площадь поверхности песчаников изменяется от 0,5 до 6 №/г, в то
время как для известняков пределы изменений составляют 0,05—
0,5 ла/г. Пористость исследованных известняков, как правило,
была ниже пористости песчаников, и прп сравнении площадей по-
верхности, приходящихся иа единицу объема пор, а не на единицу
веса, различия между песчаниками и известняками были незначи-
тельными.
Полученные величины удельной поверхности сравнивались с ве-
(ичинами, определенными по уравнению Козенп, которое выражает
165
зависимость между площадью поверхности, пористостью и проница-
емостью:
__ 31,8 m -| f т.
у (1 —т) V пк ’
где £ — площадь поверхности пористой среды в м2 на 1 а твердого
вещества; у — плотность твердого вещества (плотность зерен) в
<-/см3; п — безразмерный текстурный фактор, величина которого
зависит от формы нор, от их извилистости; т — пористость в долях
общего объема; к — проницаемость в дарси.
М. Р. Уилли н М. Б. Спэнглер [100] считают, что текстурный
фактор может быть определен с помощью кривой капиллярного
давления и проницаемости образца по уравнению
8=1
т (a cos 6)2 Г dS
П ~ 9,87-IO-12* J pl
S=o
где п — текстурный фактор; т — пористость в долях общего объема;
о — поверхностное натяжение между флюидами, для которых опре-
делена кривая капиллярного давления; 0 — контактный угол, об-
разованный двумя флюидами и твердым телом; р}- — капиллярное
давление в дишсм2 при насыщенности в долях суммарного объема
пор; /с — проницаемость в миллпдарсп.
Использование данного уравнения ускоряет определение тек-
стурною фактора, что позволяет рассчитать удельную поверхность
по уравнению Козени.
Работа Брукса и Перселла показала, что. пользуясь уравнением
Козени, можно более или менее точно определить удельную поверх-
ность несцементированных песчаных пород однородного грануло-
метрического состава с приблизительно одинаковыми размерами пор.
Применяя же это уравнение к сцементированным породам с раз-
личными размерами зерен и пор, мы получаем неточный расчет
удельной поверхности. Сравнение удельной поверхности, подсчи-
танной для сцементированных пород методами адсорбции газа
и по уравнению Козени, показывает, что в первом случае величины
получаются в 5—100 раз больше.
Брукс и Перселл предполагают, что методом Козени опреде-
ляется только внешняя поверхность твердых частпц, контактирующая
с флюидом при его движении через твердую пористую среду, в то
время как при использовании метода адсорбции газа измеряется
и внешняя п внутренняя поверхность этих частиц, включая и тупи-
ковые поры, которые содержат флюиды, но не проводят их. К такому
же выводу приходят Ф. М. Ли и Р. В. Нес [91] и другие.
Неодинаковые размеры пор также могут быть причиной расхо-
ждения результатов, так как уравнение Козени справедливо для
однородных по размеру пор.
Кроме рассмотренных методов, удельная поверхность сцементи-
рованных горных пород может быть определена также методом ка-
ппллярного давления [66]. Основной недостаток этого метода за-
ключается в очень приближенном определении поверхности пор.
занятых остаточной водой, что влечет за собой ошибку в расчете
общей удельной поверхности.
Наиболее достоверные данные прп определении удельной по-
верхности сцементированных горных пород получаются в резуль-
тате применения метода адсорбции газа. В лаборатории физики
газового пласта ВНШТГАЗ для этих целей используется аргон.
Для приближенного расчета удельной поверхности сцементи-
рованных горных пород можно пользоваться формулой
5уд — ср7 тэ/к,
причем для каждого типа песчано-алевритовой породы следует
принимать различные значения прикорневого коэффициента.
Пользуясь данной формулой, можно, кроме общей удельной по-
верхности, приблизительно подсчитать удельную поверхность филь-
трующих пор, не занятых остаточной водой. Для этого в отношении
под корнем следует принять коэффициент эффективной пористости,
вычисленный с учетом остаточной воды, и проницаемость при оста-
точной водонасыщенности.
Как показали исследования, проницаемость при остаточной во-
юнасыщенности обычно ниже абсолютной проницаемости прибли-
зительно на 10% [75]. Произведенный расчет позволил построить
ряд графиков (рис. 22—25), пользуясь которыми, по фиксируемым
значениям проницаемости и эффективной пористости для различ-
ных групп песчано-алевритовых пород можно определить примерную
величину удельной поверхности фильтрующих пор, не занятых
остаточной водой.
Пз рис. 22—25 видно, что прп одной и той же эффективной по-
ристости с уменьшением удельной поверхности фильтрующих пор
проницаемость возрастает, это возможно при содержании пор круп-
ных сечений.
Так как фильтрация кластовых флюидов осуществляется по этим
норам, то необходимость определения их удельной поверхности со-
вершенно очевидна. Разность между7 значениями общей удельной
поверхности фильтрующих пор, не занятых остаточной водой, равна
удельной поверхности пор Д 5, занятых остаточной водой. Послед-
няя величина тем больше, чем больше остаточная водонасыщенность.
Зависимость проницаемости горных пород
от размера и содержания доминирующих пор
Одной из важнейших характеристик пласта, определяющей про-
изводительность скважин, их рациональное размещение и оценку
пласта при поисках нефти и газа, является проницаемость. Разде-
ление пород на проницаемые и плохо проницаемые зависит прежде
всего от характера их пористости. Последняя обусловлена струк-
турн ими особенностями горных пород.
Рпс. 22. Зависимость между удельной поверхностью фить-
груюгцпх пор (с учетом остаточной воды) и проницаемостью
при остаточной водонасыщенности для песчаников средне-
зернистых (0,50—0,25 лл).
Проницаемость остаточной Водонасыщенности
(по газу), миллидарси
Рнс. 23. Зависимость между удельной поверхностью филь-
трующих пор (с учетом остаточной воды) и проницаемостью
при остаточной водонасыщенности для песчаников мелкозер-
нистых (0,25—0,10 ли»).
Рис. 24. Зависимость между удельной поверхностью филь-
трующих пор (с учетом остаточной воды) и проницаемостью
при остаточной водонасыщенности для алевролптов крупно-
зернистых (0,10—0,05 мм).
Рис. 25. Зависимость между удельной поверхностью филь-
трующих пор (с учетом остаточной воды) и проницаемостью
при остаточной водонасыщенности для алевролитов мелко-
зернистых (0,05—0,01 леи).
Среди пород-коллекторов часто встречаются такие, которые,
обладая одинаковыми значениями открытой пористости, имеют
различную проницаемость. Зависимость проницаемости от пористости
иногда можно установить при идеальных структурах поровых про-
странств. В этом случае песчаная порода состоит из хорошо отсор-
тированных зерен, часто сферической формы; она либо содержит
небольшое количество цементирующих веществ, либо совсем не
содержит их. При таких условиях указанная зависимость наблю-
далась нами для мелкозернистых слабо уплотненных песчаников
угленосной свиты и нпжнещигровского горизонта Самарской Луки
[79], а также для газоносных алевритов хадумского горизонта Се-
веро-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения централь-
ного Предкавказья. Подобные зависимости отмечались и другими
исследователями для песчаных пород, вскрытых в скважинах раз-
личных районов.
Суммарные значения открытой пористости обычно не могут ха-
рактеризовать фильтрационные свойства породы. Для этого необ-
ходимо знать структуру порового пространства породы, соотноше-
ние диаметров пор и конфигурацию последних. Знание распределе-
ния пор по размерам позволяет полнее оценить коллекторские свой-
ства пород и дает возможность лучше понять основные процессы
движения флюидов в пористой среде.
Все известные в настоящее время методы определения распреде-
ления размеров пор в пористой среде [46, 50, 69] основаны на про-
цессе вытеснения какого-либо флюида или инъекции его при ва-
кууме в свободное поровое пространство по группам прямых ци-
линдрических каналов. Полученные при этом данные зависят от
изученного процесса вытеснения, а при вакууме — от процесса
внедрения флюида. Выводы при этом не отличаются достаточной
точностью, однако полученные данные все же позволяют вскрыть
особенности поровой структуры пород, которая тесно связана с л\
удельной поверхностью.
Мы применили метод, основании» на использовании данных ка-
пиллярного давления, которые получены при статическом вытесне-
нии смачивающего флюида из образца, контактирующего с полх
проницаемой пористой мембраной [46]. Последняя выдерживала
давление до 1,5 ат и содержала поры размером меньше 2,5—3,0 мк.
Для примера приводим данные о порометрическом изучении не-
которых образцов песчаных пород, физические свойства и грануло-
метрический состав которых помещены в табл. 61.
Порометрическпе характеристики пород, полученные капилляр-
ным методом, приведены на рис. 26.
Несмотря на более или менее одинаковые значения открытой
пористости, порометрическпе кривые значительно отличаются друг
от друга. Для каждой из них характерно преобладание того или
иного размера пор. Так, для образцов № 4 и 3, которые характери-
зуются различным гранулометрическим составом при равной по-
ристости, преобладающий диаметр пор один и тот же — 10 мк.
Таблица 61
Гранулометрический состав и некоторые физические свойства
опытных образцов
Гранулометрический состав, %;
диаметр фракций, мм
2,31
1,18
0,0
2,54
83,71
28,22
1,67
40,68
11,33
13,04
35,61
39,48
0,26
0,25
46,12
13,82
0,80
0,89
13,26
2,59
1,59
2,4
2,79
0,89
2,12
2,13
2,15
2,16
21,90
20,0
19,09
19,35
3200
8о0
238
122
Рис. 26. Диаграммы распределения диаметров пор
опытных образцов пород.
Цифры у кривых обозначают J'S образца в табл. 61.
Однако в первом случае доминирующих пор содержится 24%, а во
втором — 55%, соответственно проницаемость первого образца ока-
залась равной 122 миллпдарсп, а второго — 238 миллидарси.
Различие в проницаемости образцов № 1 и 2 при одинаковом
гранулометрическом составе, плотности и пористости также объяс-
няется тем, что, несмотря на один и тот же преобладающий диаметр
пор (30 мк), количество их разное; содержание доминирующих пор
в образце № 1 35%, тогда как в образце № 2 всего лишь 19%; со-
ответственно в первом образце абсолютная газопроницаемость равна
3200 миллпдарсп, а во втором — 850 миллидарси. Таким образом,
из рис. 26 следует, что при одном и том же размере доминирующих
пор, при равных значениях плотности и пористости величина
проницаемости будет выше в те образцах, где процентное содержа-
ние этих пор больше.
Рассмотрение кривых распределения пор по изученным 115
образцам керна, отобранным нз различных газопефтеносных райо-
нов, показало, что определенным геологическим разрезам соответ-
ствуют типичные кривые распределения пор. Различные лито-
логические группы и типы пород в зависимости от состава, формы п
величины минеральных зерен и каналов, уплотнения и цементации
характеризуются определенными кривыми распределения пор.
На рис. 27 приведены крпвые распределения пор в газоносных,
наиболее часто встречающихся породах-коллекторах некоторых га-
зовых месторождений. Коллекторские свойства и гранулометриче-
ский состав опытных образцов приведены в табл. 62.
Наиболее чистые разности кварцевых алевритов (образец №2208),
развитые в пачке II газоносного хадумского горизонта Северо-Став-
ропольского месторождения, характеризуются пористостью от-
крытой 38%, проницаемостью 1100 миллндарсн и содержанием до-
минирующих пор диаметром 10—12.5 .мк 61% (табл. 62, рис. 27).
Сравнительно большое содержание пор одного размера обусловлено
весьма хорошей отсортированностью минеральных зерен; количество
алевритовой фракции достигает 98% (табл. 62).
Мелкозернистый кварцево-полевошпатовый известковистый пес-
чаник (образец № 3345) газоносной угерской свиты месторождения
Угерско — Бпльче-Волица Западной Украины характеризуется пори-
стостью открытой 26%, проницаемостью 1305 миллидарси и содер-
жанием доминирующих пор диаметром 20 мк 33 %. Рассмотрение
гранулометрического состава пород (табл. 62) показывает, что в них
преобладает мелкозернистая песчаная фракция размером от 0,25
до 0,10 мм (до 72%). Высокое содержание этой фракции сказалось
на количестве преобладающих пор.
Мелкозернистый кварцево-полевошпатовый песчаник (образец
№ 7344) IX газоносного горизонта мела на месторождении Газ ли
характеризуется пористостью открытой 24,5 %, проницаемостью
Гранулометрический состав и коллекторские свойства
Месторождения № образца Гранулометрические сос
1,0-0,5 0,5-0,25 0,25—0.10
Северо-СтавропольскоПсла- гиадпнское 2208 0 0 0
Угерской , . 3345 0 1,80 71,97
Газли ... 7344 0 2,91 57,20
Ленинградское 6568 31,23 27,09 16,80
Сердюковское 8916 47,74 34,5/ 9,22
В образце наблюдаются кальцитовые стяжения и частичная цементация. Высокая
1270 миллидарси и содержанием доминирующих пор диаметром
40—50 лк 16%. Преобладание крупных пор связано главным об-
разом с особенностями осадконакопления, созданием арочных струк-
тур в условиях плохой окатанности обломочного материала, а также
с распределением известковистого вещества и микрокавернозностыо
Диаметры пор,ык
Рис. 27. Кривые распределения диаметров пор в газоносны с породах некоторых
месторождений.
1 — образец Л» 2208, алеврит, хадумский горизонт, Северо-Ставропольско-Пе.тагпадинское
месторождение; 2 — образец JnS 3345, песчаник мелкозернистый, угерская свита, месторо-
ждение Угерско — Бильче-Волица; 3 — образец № 7344, песчаник мелкозернистый, алеври-
товый, IX газоносный горизонт, сеноман, месторождение Газли; 4 —образец 6568, пес-
чаник среднезернистый, альб. Ленинградское месторождение; 5 — образец JM5 8916, песча-
ник крупно- и среднезернистый, альб, Сердюковское месторождение.
Таблица 62
газоносных пород некоторых месторождений
тав, %; диаметр фракций, мм Легко раствори мне со ш в 10°0-ной НС1, % Объем- ный вес, г/см3 Пори- стость откры- тая, % Прони- цае- мость, милли- дарси
0,10—0,05 0,05—0,01 <0,01
40,90 57,74 1,36 0 1,02 38,3 1100
.->,99 5,66 2,73 13,86 1,99 26 1305
6,83 1,69 0,32 31,05 * 2,14 24,5 1270
6,26 5,40 8,32 4,87 1,93 21 926
4,01 0,67 6,95 0,84 1,99 25 5250
проницаемость связана с кавернознсстью образца, пропитанного известковыми соляци.
части пор. Последнее обстоятельство значительно сказывается па
росте проницаемости.
Часто в газоносных пластах Газлинского месторождения встре-
чаются песчаники мелкозернистые, алевритистые проницаемостью
до 5000 миллпдарсп с еще большим диаметром доминирующих пор
(40—75 мк), содержание которых достигает 20%. Так, образец
№ 8088 характеризуется порпстостью открытой 29,4%, проница-
емостью 2049 миллпдарсп и содержанием доминирующих пор дпа-
2 Б 8 10 15 25 40 60 100
Диаметры пор,мк
Рис. 28. Кривые распределения диаметров пор
в газоносных породах месторождения Газлп.
1 — образец № 7347; 2 — образец JM5 7344; 3 — образец
№ 8088.
метром 50—75 мк 12%; образец №7347 имеет пористость открытую
26%, проницаемость 5155 миллпдарсп, содержание преобладаю-
щих пор диаметром 50—75 мк 20% (рис. 28).
Несмотря на то, что породы сложены зернами размером 0,25—
0,10 мм с присутствием значительного количества алевритовых
фракций (0,10—0,01 мм), они характеризуются наличием крупных
доминирующих пор. Образование этих пор можно объяснить исклю-
чительно остроугольным характером обломочного материала поли-
миктового состава, послужившего в процессе седиментации осадка
основой для создания крупных пор арочного типа. Очень малое ко-
личество пелитового цемента в наиболее развитых породах-коллек-
торах, слагающих газоносные пласты месторожденпя Газлп,. также
благоприятно сказалось на структуре порового пространства, вслед-
ствие чего проницаемость пород высокая.
Средне- и крупнозернистый кварцево-полевошпатовый песчаник
(образец № 6568) газоносного альбского яруса на Ленинградском
месторождении в Краснодарском крас характеризуется пористо-
стью открытой 21%, проницаемостью 926 миллппарсп и содержа-
нием доминирующих пор диаметром 50—100 лисп более 13% (рис. 27).
Гранулометрический состав породы (табл. 62) указывает па среднюю
отсортированность обломочных зерен; более или менее равное со-
держание средне- п крупнозернистых фракций прп наличии мелко-
зернистой и алевритовой фракций, игравших роль заполнителя,
•огло обусловить относительно небольшое количество крупных пор.
Рис. 29. Зависимость проницаемости от размера и содержания
доминирующих пор.
Диаметр!’ доминирующих пор:
7 от 3 до 12,5 .«к; 2 — от 12,5 до 20 ли:; 3 — от 20 до 30 .«к; 4 — от 30 до
40 .«к; 5 — от 40 до 100 мк и более.
Средне- и крупнозернистый кварцево-полевошпатовый песчаник
(образец № 8916) газоносного альбского яруса на Сердюковском
месторождении в Краснодарском крае х арактерпзуется пористостью
открытой 25%, проницаемостью 5250 мпллпдарси и содержанием
доминирующих пор диаметром 100 мк и более 22%. Благоприятное
сочетание гранулометрических фракций (табл. 62), небольшое со-
держание цементирующих веществ и слабая окатанпость обломоч-
ных зерен содействовали образованию крупных пор в породе, что
в свою очередь отразилось на проницаемости, достигающей несколь-
ких дарси.
Изучение многочисленных диаграмм распределения пор в пес-
чано-алевритовых и карбонатных породах гранулярного типа по-
зволило выявить определенную связь между проницаемостью и со-
держанием доминирующих пор и выразить ее графически (рис. 29).
Из рис. 29 видно, что для достижения одного и того же значения
проницаемости количество преобладающих мелкпх пор должно быть
больше, чем крупных. Прп проницаемости до 50—100 миллидарси
наблюдается почти одинаковое количество (в среднем около 10%)
юминирующих пор различных сечений (рис. 29). Поэтому при дан-
ной проницаемости движение флюидов по пласту будет происходить
равномерно.
Если же пласт неоднороден и состоит из пропластков пород с раз-
личной поромстрической характеристикой и различным сочетанием
доминирующих пор (по количеству более 10%), то проницаемость
будет также различна, что повлияет на равномерность движения флю-
идов. Особенно это важно учитывать при разработке залежей нефт..
и газа и расчете скорости движения законтурных и подошвенных вод.
Остаточная водонасыщенность в карбонатных породах
При рассмотрении петрофизических свойств карбонатных пород
особое внимание следует уделять их поровой характеристике. От
характера распределения пор по размеру в значительной степени
зависит распределение флюидов.
Структура известняков может меняться от плотной до пористой
в интервале нескольких сантиметров.
Невысокие значения пористости в карбонатных породах в со-
четании с высокой проницаемостью означают, что поры, особенно
доминирующие, имеют достаточно большой диаметр и содержание
остаточной воды в них не должно быть высоким (известняки с раз-
Таблица 63
Результаты изучения остаточной водонасыщенности и
структуры пор известняков
№ образца Пористость открытая, % Остаточная вода, % от объема пор Проница- емость, мпллидарси Доминирующие поры
размер, мк содержание, %
2363 30 24 78 6—8 13
5094 32 30 71 6—8 13
9671 26 37 50 6-8 и
9666 27 32 61 6—8 10
9665 23 40 31 6—8 9
9627 13 33 5 6—8 7
2358 23 49 53 15—17,5 8
9644 15 19 73 15—17,5 8
9645 26 7 595 20—25 13
3469 38 15 420 20—25 15
3638 30 23 886 ‘.О—40 22
4003 32 37 290 30—40 6
4004 30 37 284 30—40 8
4006 30 7 786 30—40 14
3835 35 14 1635 10—40 18
3291 19 20 209 10—40 10
9642 27 34 141 10—40 8
3637 20 44 270 >0—75 8
4001 25 48 118 50—75 7
4005 21 35 505 50—75 14
9663 30 9 2640 50- 75 15
9678 28 17 1471 50—75 22
9675 27 19 1689 100 и больше 10
176
витой вторичной пористостью и относительно большим размером
пор, а также известняки с трещинной пористостью). Когда при вы-
сокой пористости наблюдается низкая проницаемость, остаточная
водонасыщенность больше благодаря тонким порам и проявлению
в них капиллярных сил (мелоподобные известняки).
Так как типы известняков разнообразны, необходимо разрабо-
тать классификацию пор, основанную на их структуре, что даст
возможность оценивать эти породы по продуктивности.
Арчп [80] считает, что существует общий характер соотношений
между петрофизическими свойствами для известняков и песчаников.
Однако, как показывает практика, наблюдаются значительные от-
клонения от средних величин в результате гетерогенности струк-
туры пор известняков.
Известняки и доломиты, обладающие достаточной пористостью
и проницаемостью, по типу близкие к гранулярным породам, изу-
чаются теми же методами, что и последние [52]. В настоящее время
имеется еще мало сведений об остаточной водонасыщенности карбо-
натных пород. Однако ряд данных указывает, что она может быть
достаточно высокой.
Ниже в табл. 63 приводятся данные изучения остаточной водо-
насыщенности и поровой структуры в известняках, полученные
в лаборатории физики газового пласта ВНИИГАЗ.
Классификация песчапо-алевритовых коллекторов нефти и газа,
основанная на соотношении проницаемости и эффективной
пористости, с учетом остаточной воды
Изучение многочисленного кернового материала и проведенные
экспериментальные исследования позволили установить непосред-
ственную зависимость между эффективной пористостью, характери-
зующей полезную емкость коллектора, и газопроницаемостью для
различных по гранулометрическому составу тппов песчаных пород
(табл. 5, рис. 8). Эта важная закономерность легла в основу оценки
коллекторов песчано-алевритового типа [70, 72, 69, 67, 76].
Исследования показали, что крупность и компоновка зерен,
составляющих породу, существенным образом влияют на величину
эффективной пористости и проницаемости, а также на соотношение
между ними.
Каждый литологический тип песчано-алевритовой породы ха-
рактеризуется своей кривой фильтрации, конфигурация которой
и расположение на графике зависят от величины эффективной по-
ристости.
Изучение характера распределения пор по размеру показало,
что в породах, где преобладающий объем поровых пространств
приходится на долю более крупных пор, наблюдаются наибольшие
значения газопроницаемости.
Порядок расположения порометрическпх кривых в системе
координат указывает на различную эффективную емкость и
177
12 Заказ 1131.
фильтрационные свойства горных пород, зависящие не только от
размера преобладающих пор, но и от содержания их в породах.
Величина эффективной емкости, характеризующая газо- и нефте-
насыщенность коллектора, значительно зависит от содержания оста-
точной воды: с увеличением ее значение эффективной пористости
снижается.
Исследованпя показали, что чем меньше в песчано-алевритовых
коллекторах веществ, подверженных гидратации, тем меньше со-
держится в них остаточной воды. Количество остаточной воды за-
висит также от сортированности и окатанности кластического ма-
териала, слагающего породу, и крупностп пор. Оно возрастает с по-
вышением плотности отложений и с увеличением содержания в них
тонких пор.
Классификация коллекторов нефти и газа построена на основании
установленной зависимости между эффективными емкостными и филь-
трационными показателями различных типов песчано-алевритовых
пород [70, 72, 69].
Из рис. 8 видно, что наиболее высокое положение занимает лпния
проницаемости алевритовых пород, среднее положение — кривая,
характеризующая мелкозернистые песчаники, и самое низкое по-
ложение — кривая проницаемости среднезернистых песчаных по-
род. Если кривые фильтрации (проницаемости) изобразить не в по-
лулогарифмическом масштабе [70], то при значениях проницаемости
около 10, 100 и 500 миллидарси наблюдаются изломы кривых в точ-
ках, соответствующих значениям эффективной проницаемости для
среднезернистых песчаников 11%, мелкозернистых песчаников 14%
и алевритов 16,5—20,5%.
Участки кривых фильтрации, расположенные слева от приведен-
ных значений эффективной пористости, характеризуют песчано-алев-
ритовые породы с пониженной и низкой проницаемостью; правая
часть кривых относится к породам, обладающим средней и высокой
проницаемостью (рис. 8). Выделенные группы с высокой и средней
проницаемостью от 100 до 1000 миллпдарси и более (1-я группа)
и пониженной и низкой проницаемостью от 100 миллидарси и ниже
(2-я группа) подразделяются на пять классов с проницаемостью со-
ответственно от 1000 миллпдарси и более, от 500 до 1000, от 100 до
500, от 10 до 100 и меньше 10 миллпдарси. Каждый класс коллектора
содержит три типа песчано-алевритовых пород: крупно- и средне-
зернистый (1—0,25 мм), мелкозернистый (0,25—0,10 мм) и алев-
ритовый (0,10—0,05; 0,05—0,01 мм), с различными эффективными
емкостными показателями [69, 75].
В работе [70] мы не разделяли алевритовую группу коллекторов
на две по преобладанию гранулометрических фракций 0,10—0,05
и 0,05—0,01 мм. Новые опытные данные позволили произвести это
разделение. Кроме того, для удобства пользования кривыми [70]
последние были сглажены (табл. 8—11) и представлены в полуло-
гарифмической системе координат (рис. 8).
В результате несколько уточнились соотношения между эффек-
178
тивной пористостью и проницаемостью, которые вошли в класси-
фикационную схему 1956 г. [70]. Однако эти изменения оказались
незначительными [69, 67, 75].
По проницаемости и эффективной пористости классы коллекторов
распределяются следующим образом.
I класс характеризуется очень высокой проницаемостью и ем-
костью (1000 миллидарси и более). Эффективная пористость (с по-
правкой на остаточную воду) песчано-алевритовых пород соответ-
ственно равна для крупно- и среднезернистых песчаных 16,5—20%
и более, для мелкозернистых песчаных 20—27% и более, для алев-
ритовых с преобладанием крупноалсвритовой фракции 23,5% и более
и мелкоалеврптовой фракции от 29,5% п более.
II класс — коллекторы высокой проницаемости и емкости (от
500 до 1000 миллидарси). Эффективная пористость песчано-алеври-
товых пород соответственно равна для крупно- и среднезернпстых
песчаных от 15 до 16,5%, для мелкозернистых песчаных 18- 20%,
для алевритовых с преобладанием крупноалевритовой фракции
21,5—23,5% и мелкоалевритовой 27—29,5%.
III класс — коллекторы средней проницаемости и емкости (100—
500 мпллидарси). Эффективная пористость песчано-алевритовых
пород соответственно равна для крупно- и среднезернпстых песча-
ных 11—15%, для мелкозернистых песчаных 14—18%, для алеври-
товых с преобладанием крупноалеврптовой фракции 16,5—21,5%
и мелкоалевритовой 20,5—27%.
IV класс характеризуется пониженной проницаемостью и емко-
стью (10—100 миллпдарсп). Эффективная пористость песчано-але-
врптовых коллекторов данного класса соответственно раьна для
крупно- и среднезернистых песчаных 5—11%, для мелкозернистых
песчаных 8—14%, для алевритовых с преобладанием крупноалев-
рптовой фракции 10—16,5% и мелкоалеврптовой 12—20,5%.
V класс — коллекторы низкой проницаемости и емкости (меньше
10 миллидарси). Эффективная пористость песчано-алевритовых по-
род соответственно составляет для крупно- и среднезернистых пес-
чаных меньше 5 %, для мелкозернистых песчаных меньше 8 %, для
крупноалевритовых меньше 10 и мелкоалевритовых меньше
12%.
Приведенные значения эффективной пористости и проницаемости
коллекторов при ограниченной мощности пласта являются нижним
пределом промышленной ценности (емкости и фильтрации) рас-
сматриваемых типов пород.
П. П. Авдусин и М. А. Цветкова [2] показали, что исключительно
важную роль в определении характера движения флюида играет
геометрия порового пространства породы-коллектора. В 1943 г.
они предложили классификацию коллекторов нефти [2], основан-
ную на величине эффективной пористости. Последняя определялась
в шлифах под микроскопом, причем шлпфы изготовлялись из об-
разцов пород, предварительно пропитанных окрашенным бакели
товым лаком. Эффективная пористость определялась как отношение
12*
179
площади пор, занятых окрашенным бакелитовым лаком, ко всей
площади рассматриваемого шлифа.
По П. П. Авдусину и М. А. Цветковой каждый класс коллектора
по форме поровых пространств (по гидравлическому коэффициенту ф)
разбивался на три группы. Пределы значений ф для каждой группы
коллекторов были определены по соответствующему графику, на
котором изломы кривых фильтрации соответствуют точкам ф =
= 0,010 и ф = 0,025; эти величины и были взяты для определения
границ групп классификационной шкалы коллекторов.
В описанной классификации отсутствуют данные о проницаемо-
сти, хотя авторы и приводят графическую зависимость между гидра-
влическим коэффициентом ф и проницаемостью через величины эф-
фективной пористости. Прямой зависимости между проницаемостью
и эффективной пористостью П. П. Авдуспн и М. А. Цветкова не
приводят. Классы коллекторов и соответствующие им эффективные
пористости даны без указания, к каким типам пород они могут быть
отнесены.
Пользуясь разработанной методикой исследования коллекторов
нефтяных залежей и классификацией, П. П. Авдуспн, М. А. Цвет-
кова п другие исследователи произвели сравнительный анализ ряда
нефтеносных отложений Советского Союза, дав практически важные
прогнозы распространения коллекторов разных классов [67]. Од-
нако сложность и малая точность определения гидравлического
коэффициента ф тормозили развитие данного метода, и он до настоя-
щего времени исследователями мачо применялся.
В связи с несомненной ценностью этого метода мы попытались
установить непосредственную зависимость между проницаемостью
и эффективной пористостью, определенной методом Ц. П. Авдусина
и М. А. Цветковой.
Так как при пропитывании породы бакелитовой смолой послед-
няя заполняет сравнительно крупные поры, а в тонкие поры пройти
не может, то попытка найти соотношение между суммарным содержа-
нием таких пор, выраженных величиной эффективной пористости,
и фильтрационной характеристикой породы делается вполне реаль-
ной.
В природных условиях тонкие поры обычно заполнены связан-
ной водой и не проводят пластовые флюиды. Поэтому определение
данным методом объема пор, способных пропускать нефть, в ка-
кой-то мере приближается к установлению динамической пористо-
сти.
С этой целью была отобрана коллекция керна песчаных и алев-
ритовых пород различной гранулометрической крупности с раз-
личными физическими свойствами. В работе приняли участие
О. Ф. Корчагин, Н. Ф. Требина и Г. С. Голубцова.
Проницаемость по газу определяли параллельно напластованию
породы. Из цилиндрика породы после испытания ее на проница-
емость отбирали образец для определения эффективной пористости
истодом П. П. Авдусина и М. А. Цветковой. Шлиф породы приго-
товляли перпендикулярно напластованию. Гранулометрический со-
став определяли на том же образце породы.
В табл. 64 указано место отбора части образцов и приведены
данные об их геологическом возрасте.
Были изучены физические свойства образцов, данные о которых
сведены в табл. 65.
Сопоставление эффективной пористости п проницаемости раз-
личных по гранулометрическому составу пород (крупно- и средне-
зернистые песчаники, мелкозернистые песчаники, алевролиты) по-
зволило выразить эту зависимость графически (рис. 30) и формулой
— 1
ах-\-Ь ’
где у — эффективная пористость, определенная методом П. П. Ав-
дуспна и М. А. Цветковой; х — проницаемость в миллидарси, вы-
раженная как 1g к\ а и Ъ — коэффициенты, значения которых при-
ведены в табл. 66.
Определяя эффективную пористость мпкропроекционным мето-
дом П. П. Авдуспна п М. А. Цветковой [2] и пользуясь графиком
(рис. 30), можно установить проницаемость породы, что особенно
важно для образцов небольшого объема. Это позволяет расширить
применение данного метода определения эффективной пористости
п открывает путь для более полного изучения образцов пород, ото-
бранных боковым грунтоносом, небольших кусочков керна и круп-
ных кусков шлама, привязанных по глубине [76].
Показатели эффективной пористости, установленные с учетом оста-
точной воды и мпкропроекционным методом (по инъекции бакелита
в пористую среду), даны в разных единицах. В первом случае эф-
фективная пористость выражена в процентах от объема породы, во
втором — в процентах от площади изучаемого шлифа породы. Ре-
зультаты, полученные этими методами, можно сравнить по величине
проницаемости.
Для подсчета запасов нефти и газа можно использовать данные,
полученные мпкропроекционным методом, пересчитав их на эффек-
тивную пористость с поправкой на остаточную воду.
При расчленении пород по величине проницаемости на пять клас-
сов, как это было сделано намп раньше, эффективная пористость
различных по гранулометрическому составу песчаных и алеврито-
вых пород каждого выделенного класса коллекторов, определенная
методом П. П. Авдусина и М. А. Цветковой, будет иная, чем эф-
фективная пористость, подсчитанная с поправкой на остаточную
воду. Рассмотрение графика (рис. 30) позволяет выразить соотно-
шение между эффективной пористостью, подсчитанной методом
П. П. Авдусина и М. А. Цветковой, и проницаемостью следующим
образом.
Прп проницаемости меньше 10 миллидарси крупно- и средне-
зернистые песчаные породы имеют эффективную пористость
ЛОЛ
Таблица 64
Данные о месте отбора и геологическом возрасте опытных образцов
горных пород
№ об- разца Место отбора образца № скважи- ны Глубина отбора, м Г оологический возраст отложенпй
50 Пачелма 2 990 Нижний палеозой
68 Яблоневый овраг . . 32 1434—1437,5 Щигровский горизонт
483 Зольный овраг . . . 4 582-573 Верейский горизонт
484 То же 1 1143,3—1148 Угленосная свита
486 » .... 1 580,8—587,5 Верейский горизонт
487 » 4 588—593 То же
489 » . 178 980—986 Угленосная свита
597 » 8 1952—1960,2 Живетский ярус
605 Барановка .... 5 1862,5—1868,5 То же
609 > 5 1877,3—1880
610 > .... 5 1880—1884
61 Михайловка .... 2 1785—1787 Щигровский горизонт
63 » ... 2 1787—1789 То же
78 » . . . . 2 1792—1795
615 Березовка . . . 1-Б 1762—1775 Девон
619 » 1-Б 1860
621 » 1-Б 1861—1868
608 Барановка .... 5 1873—1877 »
70 Яблоневый овраг . . 14 1577—1582,2 Щигровски' горизонт
72 То же 14 1590,2—1593,4 То же
73 !> 57 1515—1517 »
76 9 21 1470—1472 »
77 Зольный овраг . . . 5 1513—1538 Щигровский горизонт
78 То же ...... 5 1713—1718 То же
474 Пачелма 1 961—962 Нижний палеозой
480 Зольный овраг . . . 1 560,4—567,8 Верейский горизонт
482 То же 6 1101—1104 Угленосная свита
587 Пачелма .... 8 758—761
604 Барановка .... 5 1820,4—1826,4 Франский ярус
611 » 1 1840—1847 Щигровский горизонт
613 » 2 1750—1762 То же
620 » 2 1825—1837 »
450 Боровск ... 1 761,5—764,5 Девон
464 » 1 792—800
15-Н Мосол ОБО . ... 1 1181,5—1191
96-Н Морсово .... Опорная 1456—1462 Нижний палеозой
124-Н Исса ....... » 754—760 Нижнещигровскпй
горизонт
131 Н » » 911,87—922,87 То же
167-Н Зубова-Поляна . .. » 1291,3—1297,9 Нижпий палеозой
Продолжение табл. 64
№ об- разца Место отбора образца к8 сква- жины Глубина отбора, JH Геологический возраст отложений
489 Зольный овраг 178 980—986 Угленосная свита
485 Сызрань 12 1059,6—1062 То же
614 Березовка 2 1762—1775 Щигровский горизонт
618 » 2 1787—1799 То же
4-Н Мосолово 1 931,6-836,6 Нижнещпгровский
73-Н Морсово . 1 685—699 горизонт В ерхнеживетский
82-Н » . ч ... 1 953—963 подъярус Нижний палеозой
195-Н Ряжск 1 550—558 Нижнещпгровский
255-Н Юлово-Ишим 1 1114—1126,4 горизонт Нижнещпгровский
300-Н Казппское 3 856—866 горизонт Ха думский горизонт
397-Н Калужская . 10 2124—2127 Майкоп
400-Н » 10 2135—2139 >
410-Н » 15 2032—2042
411-Н > 10 2151—2161
427-Н Ново-Дмитровская . 25 1997—2004 »
546-Н Ипатово 1 1384.45 Свита Горячего Ключа
565-11 Песчанокопская . . 1 195 Верхний миоцен
СА-М Северо-Ставрополь- ская площадь . . 13 680—694 Хадумскпй горизонт
606 Барановка 5 1862—1868 Девон
598 Зольный овраг . . . 8 1968-1974 »
25-Н Мосолово 1 1310,48—1322 »
47-Н Солигалич .... 1 1227,77—1235,7 Нижнещигровскпй
49-Н » 1 1235,7—1242,7 горизонт То же
50-Н * 1 1488,35—1493,35 Живетский ярус
57-Н » . . . 1 1895.68—1901,68 Нижний палеозой
94-Н Морсово 1 1353-1358 То же
104 -И Любим .... 1 1382—1390 Девон
120-Н » 1 1909—1916,5
131-Н Исса 1 911,85—922,87 Нижнещпгровский
143-И Зубова-Поляна . 1 677—682,8 горизонт То же
146-П » ... 1 728,4—733,4 »
160-Н » ... 1 1143,4—1149,9 Нижний палеозой
165-Н * . . 1 1246,9—1253.2 То же
190-11 Шарья 1 1445.2—1451,5 Яснополянский ярус
229-Н Алатырь 1 1060—1066 Нижнещигровскпй
257-Н Юлово-Ишим . . . . 1 1188—1200 горизонт То же
Продолжение табл. 64
№ об- разца Место отбора образца № сква- жины Глубина отбора, м Геологический возраст отложений
258-Н Юлово-Ишим .... 1 1200—1212 Нпжнещпгровскпй
горизонт
2СЗ-Н Кикино 8 501,5—504,5 Верейский горизонт
389-Н Калужская 17 2043—2049 Майкоп
430-Н Ново-Дмитровская 30 2342—2350 »
469-Н Джанкой ...... 1 380—383,5 »
471-Н » 1 394—401 »
482-Н » ...... 1 638—642 »
608-Н Песчапокопское' . . 1 1730 Палеоцен
887-Н Расшеватская . . . 14 1672—1677 Свита Горячего Ключа
888-Н » ... 14 1621—1626,5 То же
890-Н » ... 14 1836.22—1841.25
891-Н » . . . 14 1836.22—1841,25 »
943-Н » ... 14 1890 60—1895,65 »
951-Н Ахтырская 400 1696-1698 Абазинская свита
953-Н » 400 1692—1694 То же
979-Н » ..... 400 1635—1637
986-Н » 400 1616-1639 »
992-Н » 400 1604—1606
993-Н » 400 1602—1604 »
1075-Н » 295 1746—1748 »
1-В Яблоновый овраг . . 14 1571—1577 Девон
68 То же 32 1434—1337,5 »
589 Зольный овраг . . . 21 1069—1081 »
1-А Елшанка 27 2113-2118 Живетский ярус
2-А » 27 2133-2138 То же
3-А » 27 1721—1726 Фрапский ярус
4-А » 27 1788—1788,5 То же
5-А Радаевка 3 2299,65—2307,15 Доживетские
6-А Серноводск 1 2375,68 »
7-А Елшанка 27 2041—2045 Живетский ярус
8-А » 27 2088—2093 То же
9-А Гора Богдо — — Пермо-триас
10-А То же •—
11-А » — »
12-А Краснокамский район 68 1259-1265 Угленосная свита
13-А То же 68 1279—1283 То нее
87-А Гусиха 1 1895-1903 Живетский ярус
97-А Елшанка 27 1680—1685 Франский ярус
108-А » 27 1773—1778
Примечание. Данные по образцам 1-А— 13-А, а также 87-А, 97-А и 108-
«аимствованы иа работы П. П. Авдусина. М. А. Цветковой и М. Г. Кондратьевой [67].
184
Таблица 65
Результаты определения некоторых физических свойств пород
№ образ- ца Гранулометрический состав, %; диаметр фракций, мм Пористость открытая, % Пористость эффектив- ная (определена мето- дом Авдусина и Цвет- ковой) Проницаемость по га- зу, миллидарси
0,50— 0,25 0,25— 0.10 0,10— 0,05 0,05— 0.01 <0,01 раствори- мость в 10 % - пой НС1, %
Среднезернистые, средне- и мелкозернистые песчаники
50 41,94 49,96 1,51 3,42 3,17 . 18,33 12,1 580
68 29,37 63,62 0,50 2,97 2.79 — 18,80 13,1 1290
483 30.06 47,88 5,73 9,17 7,16 — 24,23 13,5 510
484 59,16 29,23 2,58 8,42 0,61 — 27,00 22,3 7123
486 24,84 51,94 5,44 9.00 8.78 ! 29,81 14,4 970
487 26,40 45,81 6,30 10,45 11,04 — 26,54 12,1 745
489 21,55 68,00 2,72 3,26 4,47 — 28,40 24,1 8350
597 71,09 15,65 3,21 2,63 6,27 — 12,00 9,39 190
605 26,68 34,52 29,68 1,74 6,04 1,21 22,35 13,03 870
609 74,32 11,13 1,89 1,94 8,55 2,15 21,06 7,6 220
610 42,07 34,11 7,96 3,62 11,21 0,91 20,43 13,05 300
104-Н 73 74 14,59 1,00 0,20 10.47 — 27.91 21,0 3630
598 70.42 16,26 1,40 3.08 7,83 1,01 12,48 <5 15
589 85 21 10.29 0,51 1.54 2,45 — 22,98 14 1190
606 70,97 12,40 4,05 1,92 9,58 1,08 22,99 13 575
608 68,57 14.19 8,04 2,82 4,22 1,16 21,40 7,5 160
1-А — — — — — 15,53 7,2 41.1
2-А — — — — • — — 16,86 5.70 46,3
3-А — —• — —- — — 21,04 5,66 30.9
4-А — — — — — — 12,02 10,71 210
5-А — -— — — — — — 5,3 10
6-А —- — — — — — — 4,10 5,2
7-А — — -— — — — 18,87 5,0 34
8-А — — — —. 22,37 5,18 16,4
9-Л — — —. — — —. 33—54 16,40 2586,8
10-А —— -— — — — .— 28,90 15,20 2585.2
11-А —- — — — — — 31,17 18,10 4448,1
12-А — — — — — — 15,7 6,0 20
13-А — -—• — — —- — 14,7 651
97-А — — — — — -—. 12,28 5 Ю
108-А — — — — — — 9.17 1 <10
Мелкозернистые песчаники
61 1,07 68,93 8,11 15,94 5,95 18,19 8,5 208
63 2,68 67,80 20,90 3,70 4,92 — 23,40 625
67 2,43 63,40 6,20 4,05 23,92 —* 20,16 8,0 186
185
00
0S W
co bi bi
rc
COrf>* CO
о
1 Сл [
1 СП 1
о CD W
A 00 A
A oA
н» о bi
Sqgj — Я? S tSw. SS§3 - К ® сл 05 ^С5 О’ О’ 01 05 ° Ь” ** ** I V 40cP4i ТТ, 1 ТСТ — СЛ-»1ОЬ5 —-СИСИ'Л~1'1^'1'1'1. Й?! № образ- ца
bi bi >-х bi t-л. 1-ь >—> . рСО | I W^OO^O | | О | о . р р W ОТО р^*-СЛ^уОр СО4>» W W W W р 1 Wbi 1 1 00 4S Cn'te 1 1 1 оо 1 CDOTbo'^'^lWOTOTCnb'^CnCnOTOOCOCDJS -J -^] Ь3 Н»*> **j Си W 00 00 “-J СО Сп СО СО ОТ W *** СП Ь3 СО О 00 CD W W LsS 0,50— 0,25 Гранулометрический состав, %; « диаметр фракций, мм § р< к
О ОТ СП со СП о «J со СП -J -О СО “J -J 00 00 СО <1 СП -О 00 00 -J СО 00 00 00 ~-1 1 WW | < ЬЗрСЛОООТ | I | dSb5CO —роо^-мррлчр^^и-роррорсоол 1 ОТО 1 1 WWbSOOT 1 1 ьх 1 ср 00 ГС^ до OOU- ОТ СП ЬЗСп СП ОТ W О С0СЛ W W Wbi bi LC Г0 W ОСЛОТСООЗЙ^СЛ-М^ЬЗЬЗОЛ^ОО-МОСОСЛОТОТО 0,25— 0,10
ьз^- )-х I рр I I OWppjS . . р . £*рр Wpp ОТрр Сл JS ЬЭ W Сл Слрр WppJD 1 СлСл 1 1 jsenOn^JO 1 1 ОТ 1 до ОТСл о СО ОТ ь-ь ОТ£ч оо'отсо 00 ОТ W^> О JS £ч 4scn О О hi CD bi О -JOTOTOOOT^CnOOCDl\iL\3 0CDOTb3b3WCOOOb3 0,Io- О.05
। pp । । cow^woi . । p । I co'co 1 1 О Ln bi bi 00 1 lol ^0^0001 WO CnVjOT ООО bi слот' -j 0 co 0 от ел о *j 0 от --J »-*• w 0 от co от от сл со со рр рро о до bi bi bi w л ,b w M w от 0,05— 0,01
. bi bi . . cnc0O^*J . . co . 00 се rfs ьз ^ppp wppp w w ww 1 VT-j j 1 00^1 ^чдч co I I rfs I OTdo^^OTlvi сл от ьз ьэотЪо bi 00 Трч'Ц'Ц м COCO W bi -d-J 0 “j ^C0WO«)ib4CO*jsOtbOib©NMW*J*Jih <0,01
1§§111i 1111111 и 1111111111 и 11 § 1111 Nik*.^.bibibibibibi|-*wbit"*biC0-bC0bibii-ki-Lhb3biC0b3C0i-bbib3bibibibi№»-:‘- 0 00 CO CD c < - 00 <O С bip di* оррелреppp СПP Wp си Clp p rfs do do “Jdo Ci "js <j do 00 "U от слооьз U bi 0 от ел ей "U co K: cn co bi >4 Vj *j biOOW^^bi-lOOOODCOCD^OOCDOTOOT^J^^CnCnCnOOOO^CnCO-JOTOTOO раствори- мость в 10%- нон НС1, % Порпстость от %
>-*. ьо к-», bi bi bi bi h* bi *-*• bi bi *-=»• *-* >-* bi bi bi jsoobi отосл o-*j jsp bi wot pppppppj^p^p Ijcnoo* in O JS ^-bi ел ** со О О СП'wo ОТ OW 0 cn^j ОТ О О ел OtbOibO ОООООО ООО . нч 00 >-* >-^ >-** <1 4S .«ь Л rCb5WCO>l>'00<LnWCUOO«J>*C5Cni^-JK>i--_«-f'Qf;OObSai$JJ^'~;cqtCW;M <2KcOCi:N>CT>C>t'5C-r't<!0C:C:<X00NNts5W<LnC5'-*WO00 00-J>C'CCQ£;$0;;lOr4;00 аооооУоооооооыоослооо^^с^ослслслсослслослооо^гс Пористость эффектив- ная (определена мето- дом Авдусина и Цвет- ковой) Проницаемость по газу, миллидарси
Продолжение табл. 65
-*СТСТСТСТСТСТСТСТСОСОСОСТьЪ^^^С>ОЬОГО|-Ь|-ь^|-ь.*-ь /-sCnCnJS^^s^COCOCCi-b
g^CTCTCO^OnCn^CTCTOoCTCO^CTCOCOCTCTCTCTdS^LOCnCn^jSbOUCTrfstO^H^OCTOCnCTCO-J
CnWb5OCDCO^CO^O*JOO№h*CDOC0W*JCnOCTWO*JO0*JUi;>CnO:*l^OO*JOCnCniOWilb
tetCl\3WWWWWCCWCCWWWWWtON5WWCCCCWWi^-^N5CCCCi^4NWN5rCCC^tCCCtOWCC^^W
СТ CT 00 СТ нь bO О CT p CT 4S rc *j p p p CO СТ bO) CT bC CO p 00 00 CT 00 “J СТ p p W CO CO p CO <1 »-* CO <1 j-J CT
CT “J rf>* W “-J CT ьс ‘ О CT CO On CC Ь0 Cn "-J CT CT js "U. <J ЬО о “ст г с “ст СТ О СТ 10 СТ СС О ’»* СО СТ СТ 00 СЛ СП
OOOOO^CT-^^JOOCCWWOO-JCjiCT^Gn-JCOCTOJtDCTbCOOCTWCT*- COQiGHCOCTCDW^JCOCTGnOOtn
Пористость открытая,
%
Кь^н».^ЬОЬОГО^^ЬС>-»-1\5^ЬС^ЬСн*Ье|\М\5^-ЬСГ\51\3 кьЬ5ЬОЬСкь1\3^.^.>-».^^.>-».^.ЬСЬСЬО^-^ЬО
-J jsp top^ jsp ООЬкфььфМООМООО’/^СЛрмОФ^СЛО WM^l JS p CO *-=• p 00 CT p rfs W
In CT £•• js'o'cn CT l\5*O CT cn CO !-*• l\5 СЛ bo Z- СТ ЬС О CT M- l< ЬС CT CO CT CT CT 'U bo ел ьо Ст о -'I CT '^. CT ьс CT CT CT 4S
ОСЛОСОСТО -J CT CT CT-J СП CO W CO о СТ О О О СТ СТ СТ СТ СТ О CO О О О ь-ь Cn CO 00 >-»
Пористость эффектив-
ная (определена мето-
дом Авдусина и Цвет-
ковой)
со со сог - го со ьс ф* ье> сл ел со ьо со ьесост- оосост ст ьс ьь ст ст ст сл
Ст СТ СП СП Ст or' ЬС СТ ЬС Со СТ СТ СТ ьл СО СТ СТ Ст СП 00 со rfs. Ст СТ ьл 00 JN ео о £ч СО СТ Сл СЛ -J
^С0ГС>^>^^ССн^^СТСТ|-.ООСТОГСЬ000СТ4>'ООО'^^О^-^СТСЛООС0ОСпОСлОСлОСТСТСТ
Проницаемость по га-
зу, миллидарси
Продолжение табл. 65
(по П. П. Авдуспну иМ. А. Цветковой) меньше 6%, мелкозернистые
песчаные породы меньше 8,5%, алевритовые меньше 12%.
При проницаемости от 10 до 100 миллпдарсп эффективная по-
ристость соответственно равна для крупно- и среднезернпстых
песчаных пород 6—8%, для мелкозернистых 8,5—10,5% и для алев-
ритовых 12—16,5%.
• Таблица 66
Порода Количс- । ство опре- делений коэффици- ент кор- реляции Коэффи- циент а Коэффи- циент Ь
Алевролиты (0.10—0,01 мм) 46 0,94 —0,0232 0,107
Мелкозернистые песчаники (0.25—0,10 мм) 39 0.95 —0,0314 0,155
Средне- п крупно- зернистые песчаники (1—0,25 мм) 29 0.96 —0,0415 0,207
При проницаемости от 100 до 500 миллидарси эффективная по-
ристость крупно- и среднезернпстых песчаных пород равна 8—
10,5%, мелкозернистых 10.5—14,5%, алевритовых 16,5—22,5%.
Рис. 30. Соотношение между проницаемостью (по
газу) и эффективной пористостью, определенной
методом П. П. Авдусина и М. А. Цветковой.
1 — алевролиты; 2 — мелкозернистые песчаники; з —
среднезернистые песчаники.
При значениях проницаемости от 500 до 1000 миллидарси эф-
фективная пористость соответственно равна для крупно- и средне-
зернистых песчаных пород 10,5—12,5% для мелкозернистых песча-
188
них пород 14,5—16,5%, для алевритовых 22,5—27%. С возраста-
нием проницаемости до 10С0 и более 1ССО миллпдарсп, эффективная
пористость крупно- и среднезернистых песчаных пород равна 12,5%
и более, мелкозернистых песчаных пород 16,5% и более, алеврито-
вых 27% и более.
Ф. II. Требину [63] впервые удалось установить функциональ-
ную связь между фильтрационными свойствами песчаных пород
и емкостными, на основании чего он построил классификацию кол-
лекторов. Расчленение па классы Ф. А. Требпн [63] произвел на
основании анализа конфигурации кривой фильтрации песчаников,
которая была построена по величинам эффективной пористости
(по бакелиту) и проницаемости.
Рассмотрение работы Ф. А. Требина [63] показывает, что кри-
вая зависимости проницаемости от пористости эффективной постро-
ена по средним данным; одна из причин разброса ряда точек на
графике, по нашему мнению, связана с тем, что приведенные
Ф. А. Требиным породы имеют различный гранулометрический
состав (крупно-, средне- и мелкозернистые песчаники), вследствие
чего проницаемость их различна.
Мы провели исследования, которые показали, что каждый гра-
нулометрический тип песчано-алевритовой породы характеризуется
своей кривой фильтрации, конфигурация которой и расположение на
графике зависят от величины эффективной пористости (рис. 30).
Г. И. Теодорович на основании изучения коллекторов Урало-
Волжской нефтеносной области предложил иную классификацию
[61 ].
Б основу классификации коллекторов Г. И. Теодоровича по-
ложен только один параметр породы — проницаемость — и не
учтен другой весьма важный параметр — эффективная пористость.
Классификационная схема коллекторов Г. II. Теодоровича [61 ]
приближается к схеме П. Д. Джонса [17], которая основана на
степени продуктивности пород.
Классификация коллекторов А. Г. Алиева и Г. А. Ахмедова [3]
не учитывает емкостные особенности литологических групп коллек-
торов. Классы коллекторов характеризуются проницаемостью и
эффективной пористостью (определенной методом П. П. Авдусина
и М. А. Цветковой) без выделения групп по гранулометрическому
составу; приведенные интервалы значений эффективной пористости
цля групп коллекторов А и В слишком широкие, что не позволяет
детализировать коллекторские показатели пород.
Классификация коллекторов И. А. Конюхова [26] занимает
промежуточное положение между классификационными схемами
П. П. Авдусина и М. А. Цветковой [2] и Ф. А. Требина [63]. Вы-
деленные группы коллекторов характеризуются различным минера-
логическим составом, окатанностью и отсортированностью обломоч-
ных зерен, а также различными по гранулометрическому составу
и цементации типами пород. Однако в I классе отсутствуют алевриты,
а в V классе песчаники. Пористость эффективная (по бакелиту) так
189
to о м
л tn ь* О 1 ел 15—10
Малой емкости Средней емкости
О о н
0-9- до 14- от 9-
О 1 сл О
0-40—50 до 300—350 от 40—50
Незначительной проницаемости Средней проницаемости
< 1—<
Л 1 нь О 1 нь
о о о
Трудно- прони- цаемые Слабо- прони- цаемые Средне- прони- цаемые
ю - > классы коллек- торов П. П. Авдусин и М. А. Цветкова (1943)
20—15 V гз о пористость эф- фективная, % (оп- ределена пропи- тыванием баке- литом)
Большой емкости характеристика коллекторов
> н» классы коллек- торов Ф. А. Требип (1945)
14—15 до 25; >25 пористость эф- фективная, % (оп- ределена пропи- тыванием бако- литом)
300— 3000; >3000 проницаемость, миллпдарсп
Наивысшей проницаемости характеристика коллекторов
1—4 1—1 классы коллек- торов Г. И. Теодорович (1943)
100— 1000 1000 проницаемость, миллидарси
Хорошо прони- цаемые Очень хорошо прони- цаемые характеристика коллекторов
Сравнительная таблица классификаций
Таблица 67
коллекторов нефти газа
П. Д. Джонс (1947) А. А. Ханин (1956)
проницаемость, миллидарси характеристика пласта классы коллек- торов группы коллекторов пористость эффективная, % проницаемость по газу, милли- дарси
пропиты- вания ба- 1 келитовой смолой с учетом остаточной воды
>1000 Высоко- продуктив- ный I Среднезернистая пес- чаная >14 16,5—20 >1000
Мелкозернистая пес- чаная >17 20—27
К рупноалеврптовая >28 >23,5 >29,5
Мелкоалевритовая
100— 1000 Средне- продуктив- ный II Среднезернистая пес- чаная 12,5—14 15—16,5 500— 1000
Мелкозернистая пес- чаная 15—17 18—20
К рупноалеврптовая 22—28 21,5—23,5 27-29,5
Мелкоаленритовая
III Среднезернистая пес- чаная 6—12,5 11—15 100—500
Мелкозернистая пес- чаная 7—15 14—18
К рупноалеврптовая 17—22 16,5—21,5 20,5—27
Мелкоалевритовая
10— 100 Малопро- дуктивный IV Среднезернистая пес- чаная 3—6 5—11 10—100
Мелкозернистая пес- чаная 5—7 8-14
Крупноалевритовая 11—17 10—16,5 12—20,5
Мелкоалевритовая
<10 Практиче- ски не продукти- вен V Среднезернпстая пес- чаная <3 <5 <10
Мелкозернистая пес- чаная <5 <8
К рупноалеврптовая Мел коалевритовая <11 <10 <12
191
А А. Ханин (1956) А. Г. Алиев, Г. А. Ахмедов (1958)
характеристика коллекторов классы коллекторов проница- емость, милли- дарси характери- стика про- ницаемости эффектив- ная пори- стость, % (определена пропитыва- нием баке- литом) харак- теристи- ка емкости
Очень высокой прони- цаемости и емкости I >1000 Высоко- проница- емые >15 Боль- шая
Высокой проницаемо- сти и емкости II 500—1000 Хорошо проница- емые
Средней проницаемости и емкости III 100—500 Среднепро- ницаемые 5—15 Средйяя
Пониженной проницае- мости и емкости IV 10—100 Слабо про- ницаемые
Низкой проницаемости и емкости V <10 Плохо про- ницаемые <5 Малая
192
Продолжение табл. 67
И. А. Конюхов (1961)
группы коллекторов группы коллекторов эффективная пори- стость, % (опреде- лена пропитыванием бакелитом) проницаемость, миллпдарси классы коллекторов литологические типы терригенных пород
А А (высшей емкости) >15 1000 I Пески п рыхлые песчаники среднезерни- стые, хорошо отсортированные, с хорошо окатанной изометрической формой частиц
1000— 500 II Пески и рыхлые песчаники мелкозерни- стые, хорошо отсортированные; алевриты песчаные
500— 300 III Пески и рыхлые песчаники алевритовые; алевриты и рыхлые алевролиты крупно- зернистые, хорошо отсортированные
В Б (средней емкости) 15—5 300— 100 IV Песчаники мелкозернистые; алевролиты крупнозернистые; породы среднеотсорти- рованные, слабо карбонатные (до 10%)
100— 50 V Алевролиты мелкозернистые, среднеот- сортированные, карбонатные (до 15%)
В (малой емкости) <5 50—10 VI Песчаники глинисто-алевритовые; су- песи алевролиты мелкозернистые и тонко- зернистые, глинистые; породы плохо от- сортированные, сильно карбонатные (до 20%)
С 10—1 VII Песчаники глинисто-алевритовые: але- вролиты глинисто-песчаные; алевроли- ты песчано-глинистые, тонкозернистые, сильно глинистые; породы плохо отсор- тированные, сильно карбонатные (до 25% и больше)
13 Заказ 1131,
193
Характеристика пород-коллекторов
Характеристика газо
Месторождение, площадь Ярус, свита, горизонт литологическая
Северо-Ставропольская Пелагиадинская Казинское Сенгилеевское Кугультинское Т ахтинское Безопасненское Расшеватское Ивановское Александровское » Березаиское и Сердю- ковское Челбасское и Каневское Старо-Минское Ленинградское Кущевское Майкопское Угерско — Бильче-Во- лица Шебелинское X а ду мски й горизонт майкопской свиты То же » * » » Зеленая свита эоцена Свита Горячего Ключа палеоцена Неоком — альб Альб Неоком — альб » » У герская свита, тортон Араукаритовая свита верхнего карбона, сви- та медистых песчани- ков нижней перми Алевриты, алевриты гли- нистые, кварцевые Алевриты кварцевые, алев- риты глинистые, алевро- литы глинистые То же » Алевролиты глинистые, алевриты глинистые То же Алевролиты глинистые Алевриты и алевролиты глинистые То же Алевролиты кварцевые Алевролиты, песчаники мелкозернистые, кварце- вые Песчаники полевошпатово- кварцевые от мелко- до крупнозернистых Песчаники мелкозернистые полевошпатово-кварце- вые Песчаники мелко- и сред- незсрнистые Песчаники Алевролиты, песчаники мелкозернистые Песчаники полевошпатово- кварцевые. разнозернп- стые, преимущественно среднезернистые Песчаники кварцевые, мел- козернистые и алеврито- вые с карбонатным це- ментом Алевролиты глинистые, реже песчаники мелко- зернистые, алевритовые и алевритистые, глини- стые, с железистым це- ментом
• Преобладающий класс коллектора.
194
Таблица 68
.аза месторождений СССР
носных отложений Средние данпые
пористость Л О я 5 S проница- Класс
генетическая открытая, % пористо эффекта | нал, % коэффш газонас] ности емость, миллидарси коллектора
Морские, принесенные донным течением 36 25 0,70 700 1,11
То же 33 19 0,58 200 II, III*
» 33 19 0,59 200 III, IV*
32 !5 0/7 50 III, IV»
» 31 11 0,35 17 III, IV, V ♦
32 15 0.47 50 IV
» 31 11 0,35 17 IV
» 32 15 0,47 50 IV
9 31 14 0,45 30 IV, V
Морские прибрежные 26 18 0,69 450 II», III
То же 25 15 0,60 130 III, IV *
Субконтинеытальные, озер- но-лиманные, морские прибрежные 21 17 0,81 1000 I, II*
Морские прибрежные 22 15 0,68 250 III, IV
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 23 17 0,74 1000 I*, II
То же 25 19 0,76 2000 I*, II
Морские прибрежные 25 13 0,52 50 IV
Субконтпнентальные, мор- ские прибрежные 20 16 0,80 500 I, II, III
Морские прибрежные 25 19 0 76 830 1, II *, III
Континентальные, морские прибрежные 5—20 2—17 0,40— 0,85 <1—300 III IV, V
13»
195
Характеристика газо
Месторождение, площадь Ярус, свита, горизонт литологическая
Лебечипское Приазовское Тарханское Газли Ташкудук * Преобладающий класс Нижнеангидритовый го- ризонт нижней перми Нижнесарматский подъ- ярус Киммерийский ярус Верхняя часть бугуру- сланской свиты казан- ского яруса IX горизонт, сеноман X горизонт, сеноман XI горизонт, верхний альб XI?. горизонт, средпий альб XII горизонт, нижний альб XIII горизонт, неоком— апт IX горизонт, сеноман коллектора Ангидриты и карбонаты с незначительными про- слоями алевролитов Мелкозернистые пески и алевриты кварцевые, микролинзоватого строе- ния Песчаники кварцевые, гру- бозернистые, с желези- стым цементом Песчаники мелкозерни- стые, кварцево-полево- шпатовые, карбонатные Песчаники мелкозерни- стые, кварцево-полево- шпатовые алевритистые, с прослоями алевритов и глин Песчаники мелкозерни- стые, алевритовые, ниж- няя часть пачки — тон- кое переслаивание пес- чаников, алевролитов и глин Песчаники мелкозерни- стые и алевролиты (50%) с прослоями глин То же Песчаники мелкозерни- стые с прослоями глин и алевролитов, в сред- ней части прослоев глин меньш 1 Песчаники мелкозерни- стые, алевролиты с гли- нистым, глинисто-карбо- натным и железпсто- карбонатным цементом, с прослоями глии Песчаники мелкозерни- стые, алевритовые и гли- нистые, алевролиты
IS')
Продолжение табл. 68
носных отложений Средние данные Класс коллектора
генетическая пористость открытая, % пористость эффективная, % коэффициент г азонасыщен- ности проница- емость, миллидарси
Лагунные До 29 (до- ломиты); 18—20 (алевро- литы) 8—12 0,4— 0,6 До 34 (до- ломиты); <5—22 (алевро- литы) IV, V
Лиманные 38—40 24-27 0,63- 0,68 2000—4000; 5 (пласто- вая) IV *, V *
Озерно-лиманные 28—38 11—23 0,40— 0,82 10—2100 IV *, V »
Лиманно-прибрежномор- ские 14—26 12-23 0,86- 0,88 50-3000; 1000 (средняя) I, II *, III, IV
Морские прибрежные 28 20 0,73 1500 I
То же 28 19 0,70 1100 I
* 26 16 0,63 440 III
23 15 0,65 330 III
А 26 18 0,71 850 II
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 23 18 0,68 700 и
Морские прибрежные 26 18,5 0,71 400 III
167
Месторождение, площадь Ярус, свита, горизонт Характеристика газе литологическая
Ташкудук X горизонт, сеноман XII горизонт, нижний альб XII горизонт, неоком— апт Песчаники мелкозерни- стые, алевритовые, алев- ролиты Песчаники мелкозерни- стые, реже среднезерни- стые, с прослоями алев- ролитов и глин Песчаники слабо извест- ковистые (4—11%), гли- нистые (в среднем 16%), алевролиты с глини стым и карбонатным це- ментом
Шурчи IX горизонт, сеноман X горизонт, сеноман XII горизонт, нижний альб XIII горизонт, нео- ком— апт XVI горизонт, верхняя юра XVII горизонт, средняя юра Песчаники мелкозерни- стые с прослоями алев- ролитов и глин То же Частое переслаивание пес- чаников, гравелитов, алевролитов и глин Песчаники мелкозерни- стые с гравелитом и прослойками глин Чередование тонко- и крупнозернистого песча- ника с гравелитом, алев- ролитом и глиной
Ак-Джар IX горизонт, сеноман X горизонт, сеноман XII горизонт, нижний альб XIII горизонт, неоком — апт XIV горизонт, сеном Песчаники мелкозерни- стые с прослоями граве- литов, алевролитов и глин То же Песчаники мелкозерни- стые, алевролиты с про- слоями глин Частое чередование песча- ников грубозернистых, сильно известковистых, глинистых, гравелитов, алевролитов и глин Переслаивание песчаников мелко- и крупнозерни- стых, глинистых и алев- ролитов с глинами
Продолжение табл. 68
носных отложений Средние данные Класс коллектора
генетическая пористость открытая, % пористость эффективная, % коэффициент газонасыщсн- ности проница- емость, милли- дарси
Морские прибрежные 25 19 0,76 500 11
То же 25 19 0,74 590 II
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 22 17 0,77 370 III
Морские прибрежные 27 21 0,78 1050 I
То же 26 22 0,84 1300 I
24 15.5 0,65 но III
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 17 9,5 0,55 11 IV
Морские прибрежные 18 12 0,67 140 III
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 19 12 0,63 50 IV
Морские прибрежные 27 20 0,74 870 II
То же 27 21 0.78 1300 I
» 24 17 0,71 230 III
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 22 17 0,77 300 III
Морские прибрежные 16 12 0,75 100 III, IV
199
М есто рождение, площадь Ярус, свита, горизонт Характеристика газо литологическая
Ак-Джар XV горизонт, верхняя юра XVI горизонт, верхняя юра XVII горизонт, средняя юра Песчаники мелкозерни- стые, известковистые, известняки, алевролиты с прослоями глин Песчаники разнозерни- стые I] гравелиты Песчаники мелкозерни- стые, глинистые, карбо- натные, гравелиты с прослоями алевролитов и глин
Южный Мубарек IX горизонт, сеноман X горизонт, сеноман XII горизонт, нижний альб XIII горизонт, неоком— апт Песчаники мелкозерни- стые, алевритовые, с прослоями алевролитов и глин То же Песчаники мелкозерни- стые и среднезернистые, алевролиты, прослои глин Песчаники мелкозерни- стые, ожелезненные, алевритистые, слабо и сильно карбонатные, алевролиты
Дарваза-Зеаглинское Нижний альб Песчаники мелкозерни- стые, полевошпатово- кварцевые и алевроли- ты песчаные
же, как и у А. Г. Алиева и Г. А Ахмедова, дана в широких интер-
валах.
Выделяя в каждом классе группы коллекторов по гранулометри-
ческому составу, мы приводим для них более узкие значения эф-
фективной пористости.
Предложенная нами классификация коллекторов позволяет более
детально охарактеризовать коллекторские возможности горных по-
род, так как связывает их фильтрационные и емкостные свойства,
что способствует реальной оценке продуктивных и перспективных
на нефть и газ отложений.
Основные схемы классификаций коллекторов нефти и газа сопо-
ставлены в табл. 67.
Продолжение табл. 68
носных отложений | Средние данные Класс коллектора
генетическая пористость открытая, % пористость эффективная, % коэффициент газон асыщен- IIOCTII проница- емость, милли- дарси
Морские прибрежные 15 10 0,67 20 IV
То Же 18,6 10 0,54 40 IV
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 17 10 0,59 40 IV
Морские прибрежные 26 21 750 II
То же 21 17 190 III
» 20 14 0 69 230 III
Субконтинентальные, мор- ские прибрежные 19 14 0,70 250 III
Морские прибрежные 20—32 12—21 0,60— 0,65 30—1000 I, II, Illr IV*
В табл. 68 приведена характеристика газоносных пород ряда
газовых месторождений СССР с указанием наиболее развитых в про-
дуктивных пластах классов коллекторов.
ооооо
ЛИТЕРАТУРА
1. Аванесов В. Т. О роли начальной водонасыщенности в механизме
нефтеотдачи коллекторов. Труды АзНИИ ДН, вып. 2, 1955.
2. Авдусин П. П., Цветкова М. А. О классификации коллек-
торов нефти. Докл. АН СССР, т. 61, № 2, 1943.
3. А л и е в А. Г., Ахмедов Г. А. Коллекторы нефти и газа мезозой-
ских и третичных отложений Азербайджана. Азерб. гос. изд-во нефт. и научно-
техн. литературы, 1958.
4. Андрианов П. И. Связанная вода почв и грунтов. Труды института
мерзлотоведения АН СССР, т. 3, 1947.
5. Антонов Д. А., Березин В. М. Новый метод определения со-
держания остаточной воды в образцах горных пород. Труды УфНИИ, вып. 2.
Гостоптехиздат, 1957.
6. Аширов К. Б., Громович В. А., Юдин Л. Г. О линзах погре-
бенной воды в нефтяных залежах. Новости нефтяной и газовой техники. Гео-
логия, 2, 1962.
7. Б а б а л я н Г. А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Азнефтеиздат,
1956.
8. Бабаляп Г. А., Кравченко И. И. и др. Физико-химиче-
ские основы применения поверхностно-активных веществ при разработке неф-
тяных пластов. Гостоптехиздат, 1962.
9. Б а б а л я и Г. А., Кулиев А. М. Зависимость остаточной водо-
насыщенности от полярных примесей в нефтепродуктах и нефтях. Изв. АН Азерб.
ССР, № 3, 1956.
10. Владимиров Б. В. Прибор для определения пористости пород
в полевых условиях. Полевая и промысловая геохимия, вып. 1. Гостоптехиз-
дат, 1953.
11. Г е й м а п М. А. Определение физических констант нефтяного пласта.
Труды Всесоюзного технического совещания Наркомнефти. Гостоптехиздат,
1946.
12. Г е й м а н М. А. Увеличение приемистости нагнетательных скважин.
Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вто-
ричных методов добычи нефти. Изд-во АН Азерб. ССР, 1953.
13. Г е й м а н М. А., Столяров А. Д. Об определении пористости
и кажущегося удельного веса пород нефтяных коллекторов. Нефт. хоз., № 11,
1950.
14. Д а х н о в В. Н., Долина Л. П. Геофизические методы изучения
нефтегазоносных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.
15. Д е р я г и н Б. В. Измерение удельной поверхности пористых и дис-
персных тел по сопротивлению течению разряженных газов. Докл. АН СССР,
т. 43, № 7, 1946.
16. Д е р я г и н Б. В., К у с а к о в М. М. Свойства тонких слоев жпд-
: :остей и их влияние на взаимодействие твердых поверхностей. Изв. АН СССР,
Отд. мат. и ест. наук, № 5, 1936.
17. Джонс П. Д. Механика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1957.
202
18. Д о л г о в С. И. О формах и состояниях почвенной влаги. Почвове-
дение, № 7, 1946.
19. 3 а кс С. Л. Методы исследования связанной воды в нефтяных кол-
лекторах. Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ
в области вторичных методов добычи нефти. Изд-во АН Азерб. ССР, 1953.
20. Закс С. Л. Остаточная вода нефтяных коллекторов. Изв. АН СССР,
Отд. техн, паук, № 7, 1947.
21. 3 а к с С. Л. Отбор и исследование кернов на водо- и нефтенасыщен-
ность. Нефт. хоз., № 6, 1947.
22. 3 а к с С. Л. Погребенная вода и ее значение для нефтеотдачи. Нефт.
хоз., № 4, 1947.
23. 3 а к с С. Л., Бурмистрова В. Ф. К вопросу исследования со-
става и свойств связанной воды в нефтяных коллекторах. Труды Института
нефти АН СССР, т. VII, 1956.
24. Кобранова В. Н., Лепарская Н. Д. Определение физических
свойств горных пород. Гостоптехиздат, 1957.
25. Козловский С. С. Изучение толщины жидкостной пленки, остав-
шейся на внутренней стенке капиллярной трубки позади отступающего мениска.
Труды ГрозНИИ, № 9, 103, 1950.
26. Конюхов И. А. О зависимости петрофизических свойств терриген-
ных пород от их литологии. Вестник МГУ, № 3, 1961.
27. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат,
1956.
28. Котяхов Ф. И. О содержании хлоридов в нефтяных пластах.
Нефт. хоз., № 10, 1954.
29. К о т я х о в Ф. И., Мельникова Ю. С., Требин Г. Ф.,
Казакова А. В. Об определении коэффициентов водонасыщения и
нефтеотдачи по результатам анализа керна. Нефт. хоз., № 6, 1956.
30. Кулиев А. М. К вопросу остаточной водонасыщенности коллекторов
нефтяных месторождений. Изд-во АН Азерб. ССР, 1957.
31. Кулиев А. М., Б а б а л я н Г. А. К изучению процесса вытес-
нения воды нефтью. Труды нефтяной экспедиции АН Азерб. ССР, т. 2,
1955.
32. Кусаков М. М. Поверхностные явления и капиллярные эффекты
при движении нефти, воды и газа в пласте. Труды совещания по развитию на-
учно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти.
Изд-во АН Азерб. ССР, 1953.
33. Кусаков М. М., Мекеницкая Л. И. IV Международный
нефтяной конгресс, т. 3. Толщина тонких слоев «связанной воды». Гостоитехиз-
дат, 1956.
34. Кусаков М. М., Мекеницкая Л. И. Исследование состояния
связанной воды на моделях газовых и нефтяных коллекторов. Вопросы геоло-
гии нефти и газа. Труды МИНХ и ГП, вып. 25. Гостоптехиздат, 1959.
35. Кусаков М. М., Реб ин дер П. А., Зинченко К. Е.
Поверхностные явления в процессах фильтрации нефти. Докл. АН СССР, № 28,
вып. 5, 1940.
36. Лебедев А. Ф. Почвенные и грунтовые воды. Изд-во АН СССР,
1936.
37. Л е в о р с е н А. И. Геология нефти. Гостоптехиздат, 1958.
38. Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в по-
ристой среде. ОГИЗ, Гостехиздат, 1947.
39. Л и н д т р о п Н. Т., Николаев В. М. Содержание нефти и
воды в песках. Нефт. хоз., № 9, 1929.
40. Максимович Г. К. Свойства нефтяных пластов. Гостоптехиздат,
1949.
41. Марков-Осоргин А., Рубинштейн Л. И. Определение
содержания погребенной воды методом центрифугирования. ННТ, сер. Нефте-
промысловое дело, вып. 5, 1952.
42. М а с к е т М. Физические огновы технологии добычи нефти. Гостоп-
техиздат, 1949.
203
43. Мельникова Ю. С., К о т я х о в Ф. И. и др. Результата»
исследований пористости и водонасыщенности топко переслаивающихся пород
газовых залежей Ставрополья. Физика и термодинамика пласта. Труды ВНИИ,
вып. XV, 1958.
44. М у х а р и н с к а я И. А. Определение остаточной воды в песчаных
коллекторах продуктивной толщи Апшеронского полуострова. Азерб. нефт.
хоз., № 8, 1955.
45. О р к и н К. Г. Приближенный метод определения удельной поверх-
ности нефтеносных песков и песчаников н оценка содержания погребенной
воды в них. Труды ГрозНИИ, № 7, 1949.
46. О р к п н К. Г. Прибор и методика работы для установления зави-
симости между остаточной водонасыщеипостью и капиллярным давлением
в керне. Труды ГрозНИИ, № 8. Обл. книжн. изд-во, 1949.
47. Орк и и К. Г., К у ч и н с к и й П. К. Лабораторные работы по
курсу «Физика нефтяного пласта». Гостоптехиздат, 1958.
48. О р к и н К. Г., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта.
Гостоптехиздат, 1956.
49. П е р н п к о в М. Ш. О характере зависимости между проницаемостью,
общей п динамической пористостью горных пород. Геология нефти н газа, № 1,
1962.
50. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат, 1961.
51. Поляков С. С., Сергеев Е. М. О возможности отжатия свя-
занной воды из грунтов. Ученые записки МГУ, вып. 149. Грунтоведение, кн. 2,
1951.
52. Покровская Г. Н. Характ?рпстика коллекторских свойств кар-
бонатных продуктивных горизонтов месторождений Куйбышевской области.
Татарская нефть, № 4, I960.
53. П о к р о в с к а я Г. Н., Калабин Ю. Я. О содержании связан-
ной воды в продуктивных песчаниках III пласта Ярегского месторождения. Гео-
логия нефти и газа, № 12, 1960.
54. Роде А. А. Почвенвая влага. Изд-во АН СССР, 1952.
55. Р у б и и га т е й н Л. И. Об определении содержания погребенной
воды. Башкирская нефть, № 2, 1950.
56. Р у б и н га т е й н Л. И. О величине удельной поверхности девонских
песчаников Туймазов. Нефт. хоз., № И, 1950.
57. С е р г е е в Е. М. Грунтоведение. Изд-во МГУ, 1959.
58. Сергеев Е. М. К вопросу о природе механической прочности дис-
персных грунтов. Ученые записки МГУ, вып. 133. Грунтоведение, кн. 1, 1949.
59. Смирнова Н. В. О типах цемента и влиянии цементации на коллек-
торские свойства песчаных пород. Труды ВНИИ, вып. IV. Гостоптехиздат,
1954.
60. Тагеева Н. В., Тихомирова М. М. Геохимия поровых
вод при диагенезе морских осадков. Изд-во АН СССР, 1962.
61. Теодорович Г. II. Учение об осадочных породах. Гостоптехиз-
дат, 1958.
62. Т о р и к о в Д. М., М а р х а с и н И. Л. Определение остаточной
водо- и нефтенасыщенности нефтяных песчаников в пластовых условиях. Азерб.
нефт. хоз., № 5, 1954.
63. Т р е б и н Ф. А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. Гостоп-
гехпздат, 1945.
64. Ханин А. А. К вопросу определения коэффициента газонасыщен-
ности (па примере изучения ставропольских и других газовых месторождений).
Геологическое строение и нефтегазоносность северного Предкавказья. Труды
ВНИГНИ, вып. XXXII. Гостоптехиздат, 1960.
65. Ханин А. А. К вопросу определения степени водонасыщенности и
эффективной пористости песчаных пород. Труды ВНИГНИ, № 6. Гостоптех-
издат, 1955.
66. Ханин А. А. К вопросу определения удельной поверхности сцемен
тированных песчаных пород. Материалы по геологии газоносных районов СССР.
Труды ВНИИГАЗ, вып. 16 (24). Гостоптехиздат, 1962.
204
67. Ханин А. А. Коллекторы нефти и газа месторождений СССР. Гостоп-
техиздат, 1962.
68. Ханин А. А. Изучение и характеристика газоносных тонко пере-
слаивающихся песчано-глинистых пород хадумского горизонта Ставрополья.
Труды ВНИПГАЗ, вып. 10 (18). Гостоптехпздат, 1960.
69. Ханин А. А. Методы определения коллекторских свойств пород.
Советская геология, № 9, 1960.
70. Хан и и А. А. О классификации коллекторов нефти и газа. Разведка
и охрана недр, № 1, 1956.
71. X а и и и А. А. О методике подсчета эффективной мощности песчаных
отложений прп частом переслаивании их с глинами. Труды ВНИИ, вып. IV.
Гостоптехпздат, 1954.
72. Ханин А. А. Определение коэффициентов газо- и нефтенасыщенности
торных пород. Разведка и охрана недр, № 1, 1960.
73. Ханин А. А. Определение остаточной воды в алевритах хадумского
горизонта Ставрополья. Труды ВНИГНИ, вып. ХИ. Гостоптехпздат, 1958.
74. Хани н А. А. Определение озтаточной воды по данным проница-
емости. Труды ВНИИ, вып. V. Гостоптехпздат, 1954.
75. Ханин А. А Связанная (остаточная) вода и ее влияние на газо-
проницаемость и газоемкость горных пород. Газовая промышленность, № 1,
1958.
76. Хани п А. А. Установление геолого-физических параметров про-
дуктивных пластов в связи с подсчетом запасов нефти и газа. Советская геоло-
гия, № 10, 1958.
77. Ханин А. А. Характеристика тонкослоистого песчано-глинистого
разреза в связи с подсчетом запасов нефти и газа. Разведка и охрана недр, № 5,
1957.
78. Ханин А. А., Корчагин О. Ф. Определение остаточной воды
методом центрифугирования. Новости нефтяной и газовой техники, сер. Нефте-
промысловое дело, № 1, 1962.
79. Ханин А. А., Федорова 3. В. Характеристика коллектор-
ских свойств терригенных отложений карбона Приволжской возвышенности.
Труды ВНМНГАЗ, вып. 7 (15), 1959.
80. Archie G. Е. Classification of carbonate reservoir rocks and pet-
rophysical considerations. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., v. 36, No. 23,
1952.
81. Barnes К. B. Amer. Petrol. Inst. Drilling and Production Practice,
1936.
82. Brocks C. S., Purcell W. R. Surface Measurements on sedi-
mentary Rocks. J. Petrol. Techn. X, v. 4. No. 12, T. P. 3458, XII, 1952.
83. Burdine N. T., Gournay L. S.. Reichertz P. P. Pore
size distribution of petroleum reservoir rocks. J. Petrol. Techn., v. 2, No. 7, VII,
1950.
84. Case L. C. Origin and current usage of the term Connate Water. Bull.
Amer. Assoc. Petrol. Geol., v. 39, No. 9, IX, 1955, pp. 1879—1882.
85. Case L. C. Subsurface Water characteristics in Oklahoma and Kan-
sas. Problems of Petroleum Geology. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 1934, pp. 855—
868.
86. Ellison S. P. Origin of Porosity and Permeability. Producers Monthly,
v. 21, No. 9, VII, 1957.
87. Galloway I. R. The determination of Connate Water Saturation
by the use of the Centrifuge. Producers Monthly, v. 16, No. 2, 1951, pp. 16—19.
88. Johnson R. H. The role and fate of Connate Water in Oil and Gas
Sands. Amer. Petrol. Inst. Drilling and Production Practice, 1936, pp. 171 — 180.
89. Lane A. C. The chemical evolution of the Ocean. J. Geol., v. 14, 1906,
pp. 221—225.
90. Lane A. C. Mine Waters and their Fild assay. Bull. Geol. Soc. Ame-
rica, v. 19, 1909, pp. 501 — 512.
91. Lea F. M. and Nurse R. W. Permeability Methods of Fineness
Measurement, Symposium on Particle Size Analysis, Institution of Chemical
205
Engineers and Society of Chemical Industry, Feb. 4, 1947, Supplement to Trans.
Inst, of Chemical Engineers (1947), 25, 54.
92. Lewis I. A., Horner W. L. Interstitial Water Saturation in the
Pore Space of Oil Reservoirs. Oil Weekly, v. 83, No. 6, 9/X, 1936.
93. L i v i n g s t о n H. K. The Gross-Sectional Areas of Molecules Ad-
sorbed on Solid Surfaces. J. Colloid Science, 4, 447, 1949.
94. Messer E. S. Interstitial Water Determination by an Evaporation
Method. Trans. AIME, v. 192, 1951.
95. Pollard T. A., Reichertz P. P. Cor-Analysis Practices-Basio
Methods and New Developments. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., v. 36, No. 2,
1952, pp. 230—252.
96. Pyle H. C., Jones P. H. Quantitative determination of Connate
Water Content of Oil Sands. Amer. Petrol. Inst. Drilling and Production Prac-
tice, 1936, pp. 171—179.
97. Schilthuis R. J. Connate Water in Oil and Gas Sands. Trans.
Amer. Inst. Min. Met. Eng., v. 127, 1938, pp. 199—214.
98. S I о b о d R. L. Use of Centrifuge for Determining Connate Water.
Residual Oil Capillary Pressure Curves of Small. AIME, Petrol. Branch. New
Orleans meeting, 4—6/X, 1950.
99. S I о b о d R. L., C h a m e r s A., P г e h n W. L. Transactions
AIME, v. 192, pp. 127—134.
100. W у 11 i e M. R. L. and Spangler M. B. Application of Elect-
rical Resistivity Measurements to Problem of Fluid Flow in Porous Media. Bull.
A A PG, 36, 359, 1952.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие.... .... .... . . ............ 3
Глава I. Остаточная вода........................................... 5
Поня тие об остаточной водонасыщенности..................... 6
Сост ав остаточной воды.................................... 13
Поро вое пространство и остаточная вода.................... 17
О толщине слоя остаточной воды........................... 20
Глава II. Методы определения остаточной воды ..................... 22
Прямые методы определения остаточной воды.................... 23
Метод перегонки ........................................ 23
Метод критической температуры растворения............... 24
Метод титрования........................................ 24
Метод экстракции нентаном .............................. 25
Косвенные методы определения остаточной воды................. 25
Метод капиллярного давления .............................. 26
Метод центрифугирования .................................. 28
Определение остаточной воды по соотношению эффективной
газопроницаемости и водонасыщенности...................... 37
Определение коэффициентов газо- и нефтенасыщенност и и оста-
точной водонасыщенности по соотношению проницаемости и
эффективной пористости для песчано-алевритовых пород раз-
личного гранулометрического состава ...................... 43
Метод испарения........................................... 52
Хлоридный метод........................................... 53
Метод электропроводности ................................. 54
Метод капиллярного впитывания . . ............ 54
Глава III. Применение прямых и косвенных методов для определения оста-
точной водонасыщенности коллекторов нефти и газа...... 55
Центральное Предкавказье..................................... 55
Северо-Ставропольско-Пелагиадинское месторождение .... 55
Кугультинское месторождение............................... 74
Александровское месторождение............................. 82
Северо-западное Приазовье.................................... 90
Газлинское месторождение (Западный Узбекистан)...... 125
Остаточная вода в коллекторах нефти......................... 131
Сравнение данных об остаточной водонасыщенности, полученных
различными методами ........................................ 142
Стр.
Глава IV. Остаточная водонасыщенность, проницаемость и структура
поровых пространств........................................... 154
Влияние остаточной водонасыщенности на проницаемость горных
пород ................................................... 154
Зависимость остаточной водонасыщенности от проницаемости 160
Остаточная водонасыщенность и удельная поверхность .... 162
Зависимость проницаемости горных пород от размера и содержа-
ния доминирующих пор..................................... 167
Остаточная водонасыщенность в карбонатных породах .... 176
Классификация песчано-алевриювых коллекторов нефти и газа,
основанная на соотношении проницаемости и эффективной пори-
стости, с учетом остаточной воды........................ 177
Литература................................................ ... 202
Арнольд Аркадьевич Ханин
Остаточная вода в коллекторах нефти и газа
Ведущий редактор А. Г. Панель
Корректор Л. В. Чистякова Технический редактор 3. И. Яковлева
Подписано к набору 27/Х 1962 г- Потписано к печати 22/XII 1962 г.
Формат 60 x901/ie- Печ. л. 13- Уч.-изд. л. 13.15. Т-12369. Тираж 1480 экз.
Зак. 1131/856. Цена 81 коп.
Гоетоптехиздат. Москва. K-t2. Третьяковский проезд. 1/19.
Типография «Красный Печатник». Ленинград. Московский проспект. 91.
(J II Е Ч А Т К И
Стр. Строка Напечатано Следует читать
29 19 снизу СТВОЛ СТОЛ
64 4 сверху А. |евро.1иты Алевриты
167 11 снизу фильтрующих пор п удельной поверх} фильтрующих п<
'.акав 1131