Геологическое строение месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

По данным промысловой геофизики могут быть определены следующие параметры: 1) эффективная мощность; 2) положение водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК), газонефтяного (ГНК) и текущих контактов на различных этапах разработки месторождения; 3) коэффициент пористости для большинства продуктивных объектов (за исключением отдельных типов сложных коллекторов); 4) коэффициент нефтегазонасыщения для всех коллекторов, кроме трещинно-кавернозных.

В последние годы промыслово-геофизическую информацию широко используют при проектировании разработки месторождений нефти и газа, при контроле и анализе процесса разработки. Решение этих задач требует знания коэффициента проницаемости коллектора, который в межзерновых терригенных коллекторах во многих случаях определяется геофизическими методами. Важную дополнительную информацию при установлении коллекторских свойств и вероятной продуктивности коллектора дает коэффициент глинистости, также определяемый по данным геофизических исследований скважин.

Таким образом, промысловая геофизика обеспечивает получение (за редким исключением) всех основных параметров, необходимых для подсчета запасов, составления проекта разработки месторождений.



1. Геологическое строение месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь находится на юго-востоке Карагандинской области в Улутауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование Кызылординской области (рис. 1.1).

Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Джалагаш (250 км) и Джусалы (160 км). Расстояние до областного центра Кызылорда составляет 180 км.

На расстоянии 230 км к востоку от месторождения Кумколь проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку - ЛЭП Жусалы-Ленинск.

1.1 Общие сведения о месторождении

Географически месторождение расположено в южной части Тургайской низменности. Это степной район с абсолютными отметками рельефа 106-160 м над уровнем моря, без водных артерий и постоянных населённых пунктов.

К югу от месторождения расположены песчаный массив Арыскум, сложенный полузакрепленными грядово-бугристыми песками и почти высохшее соленое озеро Арысь. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м, отделяющий низменную часть равнины от поднятого плато с отметками рельефа 200-250 м. К северу от месторождения низменная равнинная степь полого поднимается до отметок рельефа 150-200 м и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улутау.

Климат района резко континентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры +35оС, минимальные зимние -40оС. Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих, в основном, в зимний период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, зимой - метели и бураны.

Растительный и животный мир района характерен для зон полупустыни.

Обеспечение технической водой осуществляется из гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды из сенон-туронских отложений с минерализацией 0,7-0,9 г/л с глубины 50-70 м. Вода не соответствует стандартам питьевой воды из-за повышенного содержания фтора.

История открытия и разведки месторождения, а также сведения об организациях, проводивших эти работы, подробно приведены в работе.

1.2 Литолого-стратеграфическая характеристика разреза

В результате поискового и разведочного бурения, проведённого на месторождении Кумколь вскрыт разрез мезо-кайнозойских отложений толщиной до 1647 м (скв. 5), залегающих на выветрелой поверхности фундамента нижнепалеозойско-протерозойского возраста. В эксплуатационных скважинах стратиграфические границы проводились по каротажным реперам, ранее установленным в процессе разведки. Материалы по эксплуатационным скважинам, пробуреным к настоящему времени, лишь уточнили представление о толщинах отдельных стратиграфических подразделений, не изменив схему расчленения разреза и его литологию.

Определение стратиграфической принадлежности пород фундамента вызывает затруднения и поэтому они относятся к нерасчлененному нижнепалеозой-протерозою.

Образования складчатого фундамента вскрыты большинством разведочных скважин. Максимальная толщина 245 м (скв. 2), его верхняя часть (120 м) сложена серо-зелеными массивными гидрослюдисто-каолинитовыми глинами, постепенно переходящими в выветрелые гнейсы кварц-биотит-плагиоклазового состава. В скважине 5 они представлены сильно метаморфизованными (до фации зеленока-менных сланцев) кварц-мусковит-хлоритовыми сланцами. Изначальными отложениями, возможно, были пелиты или граувакки.

Породы фундамента сильно дислоцированы до микроплойчатости; развальцованы с образованием многочисленных зон дробления и плоскостей скола; участками мелонитизированы, пронизаны серией кварцевых и кальцитовых прожилков и местами сильно ожелезнены. Вскрытая толщина фундамента колеблется в пределах 17-245 м.

Вскрытые отложения мезозой-кайнозоя с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают образования складчатого фундамента: из разреза выпадают осадочные и осадочно-метаморфические формации практически всей палеозойской системы, триасового и нижней части юрского периодов. Мезозойские отложения пределах месторождения Кумколь расчленяются на два структурных этажа: юрский и мел-палеогеновый, разделенные региональным стратиграфическим несогласием.

На месторождении в разрезе юрской системы присутствуют только два отдела (ритмокомплекса сероцветных терригенных отложений): средний, представленный дощанской свитой, и верхний, состоящих из кумкольской и акшабулакской свит.

Дощанская свита сложена переслаиванием серых песчаников, алевролитов и темно-серых аргиллитов. В кровельной части свиты отмечается пачка частого переслаивания песчаников и аргиллитов, являющаяся нефтегазоносной (горизонт Ю-IV).

В юго-западной части структуры отложения дощанской свиты полностью выклиниваются в районе скважин 17, 19, 2074, 2083, 3032, а в районе скважины 5 ее толщина достигает 263 м. Возраст свиты на основании спор и пыльцы установлен как аален-байосский.

Верхнеюрские отложения с размывом залегают на дощанской свите и подразделяются на песчано-глинистые образования кумкольской и преимущественно глинистые породы акшабулакской свит.

Кумкольская свита состоит из трех подсвит: нижней, средней и верхней, но в пределах месторождения Кумколь нижняя подсвита отсутствует.

Среднекумкольская подсвита представлена песчано-алевролитовыми породами, с прослоями глинистых разностей. Генезис отложений связан с русловыми отмелями временных потоков и фациями разливов. В кровельной части подсвиты выделяется пачка песчаников и алевролитов, являющаяся продуктивной (Ю-III горизонт). Толщина подсвиты изменяется от 6 до 61 м.

Верхнекумкольская подсвита сложена, в основном, алевролито-песчаными породами и с ней связаны продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II. Горизонты разделены выдержанными по всей площади слоями глин и глинистых алевролитов. Осадконакопление происходило в гумидном климате. Толщина подсвиты изменяется от 21 м до 88 м.

Возраст свиты на основании комплексов спор и пыльцы установлен в пределах келловея-оксфорда.

Акшабулакская свита залегает согласно на кумкольской, имея с ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые, образующих флюидоупор для юрских продуктивных горизонтов; в кровельной части свиты отмечается стратиграфическое несогласие.

Акшабулакская свита подразделяется на две части: нижнюю, сложенную серыми, зеленовато-серыми и темно-серыми глинами, глинистыми алевролитами тонкослоистыми, битуминозными и частично карбонатными с прослоями серых песчаников, реже мергелей и известняков и верхнюю-пестроцветными глинами и глинистыми алевролитами с прослоями и линзами песчаных пород. Состав глин каолинитово-гидрослюдистый. Сформировались отложения в мелководных (старичных) озерах, в обстановке аридного, временами гумидного климатов.

Возраст свиты спорово-пыльцевыми комплексами определяется как киммеридж-титонский. Толщина свиты изменяется от 28 (за счет размыва ее кровли) до 106 м.

Меловая система К.

Меловые отложения расчленяются на два отдела. Нижний представлен даульской (неокомский надьярус), карачетауской (верхний апт-нижний-средний альб) и кызылкиинской (верхний альб - сеноман) свитами. Верхний отдел состоит из балапанской свиты нижнего турона и нерасчленённых отложений верхнего турона-сенона.

Даульская свита по литологическому составу расчленяется на нижнюю, содержащую арыскумский горизонт, и верхнюю подсвиты. Свита залегает с региональным размывом и угловым несогласием на породах акшабулакской свиты

Арыскумский горизонт делится три литологические пачки: нижнюю и верхнюю - песчано-алевролитовые с прослоями коричневых глинистых карбонатных алевролитов и глин и среднюю - глинистую. Генезис пород аллювиальный и делювиальный. Верхняя песчаная пачка и кровельная часть нижней являются продуктивными (горизонты М-I и М-II). Толщина арыскумского горизонта 50-128 м.

Верхняя часть нижнедаульской подсвиты сложена глинистыми и карбонатными алевролитами и глинами, являющимися флюидоупором над продуктивным арыскумским горизонтом. Генезис отложений связан с фациями озер и речных пойм. Толщина нижнедаульской подсвиты изменяется в пределах 113-163 м.

Верхнедаульская подсвита K1nc1dl2 представлена в нижней и средней частях переслаиванием пачек песчаных и глинистых красноцветных пород, отлагавшихся на русловых отмелях, а в верхней части - глинами. Толщина пород изменяется от 170 до 241 м.

Отложения апт-альба залегают с размывом на даульской свите и объединены в карачетаускую свиту. Она представлена в нижней части сероцветной слабосцементированной песчаной толщей с прослоями гравелитов, а в верхней части - глинами, общей толщиной а 250-350 м. Породы сильно насыщены углефицированными растительными остатками. Отложения сформировались в прибрежно-морских условиях, при семиаридной, временами гумидной климатических обстановках.

Возраст свиты относится к апт-среднему альбу на основании определений фораминифер ((p. Proteonina Miliamina) и спорово-пыльцевого анализа (спора-Glrichenia и пыльца-Ciassopolis и Pinus)

Кызылкиинская свита, объединяющая отложения альб-сеномана К1-2al3-s, залегает согласно на карачетауской свите и сложена пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с прослоями песков и песчаников толщиной 87-185 м. Генезис пород аллювиально-деллювиальный.

Возраст толщи датируется как поздний альб-сеноман на основании комплексов спор и пыльцы.

Отложения верхнего мела представлены сенонским надъярусом и туронским ярусом. В нижней части туронского яруса трансгрессивно на кызылкиинской свите залегает балапанская свита К2t-b, сложенная зеленовато-серыми песками и глинами с тонкой горизонтальной слоистостью, что характерно для генезиса в условиях гумидного климата. Толщина свиты изменяется в пределах 82-150 м.

Вышележащие отложения сенон-турона с размывом залегают на породах балапанской свиты и представлены переслаиванием пестроцветных песков и глин, которые сменяются вверх по разрезу на толщу серых глин и белых песков с прослоями известняков в верхней части разреза, отлагавшиеся в русловых отмелях.

В тоже время, в большинстве скважин отмечается размытость верхнего сенона в предпалеогеновое время.

Общая толщина отложений верхнего мела колеблется в пределах 229-378м.

Возраст установлен на основе морской фауны, микрофауны и спорово-пыльцевых коплексов.



1.3 Тектоника

Месторождение Кумколь расположено в центральной части Ащисайской системы палеозойских горст-антиклиналей, Южно-Торгайского прогиба северо-восточной части Туранской плиты.

По результатам выполненной в последние годы комплексной интерпретации данных сейсморазведки 3Д по отражающим горизонтам III-1 и II ar и разбуривания северной части месторождения, уточнено его геологическое строение, в основном, наименее изученных периферийных частей структуры. Имеющиеся к настоящему времени результаты бурения и интерпретации сейсмосъёмки 3Д позволяют осветить геологическое строение месторождения по продуктивным горизонтам с надёжностью достаточной, для геометризации залежей и оценки запасов нефти и газа по высоким промышленным категориям.

По кровле Ю-I продуктивного горизонта (кровля кумкольской свиты верхней юры, отражающий горизонт III a 1) поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с узкой северо-западной и обширной юго-восточной периклиналями. Западное крыло пологое, а восточное - имеет крутое падение и ограничено нарушением По данным сейсморазведки 3Д в северо-западной части поднятия структура не замыкается в пределах лицензионной территории, раскрываясь в северо-западном направлении (рис. 2.5), и в пределах контрактной территории по замыкающей изогипсе - 1170 м имеет размеры 17,7 х 7,0 км и амплитуду порядка 90 м.

В пределах структуры прослеживаются два разрывных нарушения (F1 и F2), имеющие как и сама структура северо-западное простирание

Нарушение F1 протяженностью 7 км и амплитудой порядка 10 м, осложняет северо-западную периклиналь поднятия и имеет крутое падение на юго-запад.

Нарушение F2, протяженностью 9 км, ограничивает структуру с востока и носит сбросовый характер, с крутым падением на восток. Максимальная амплитуда нарушения порядка 20 м в южной части площади постепенно затухает к северу.

В южной периклинальной части структуры в районе скважин 3028, 3020, 247, 2003, 2015, 2008 по сейсмосъёмке закартировано несколько малоамплитудных локальных нарушений, которые как и F1 не влияют на структурный план поднятия и строение залежей нефти и газа.

По кровле горизонта М-I (кровля арыскумского горизонта, отражающий горизонт II ar) поднятие в пределах замкнутой изогипсы -990 м имеет размеры 14,5 х 4,0 км и амплитуду около 50 м. Структура имеет то же простирание, что и юрское поднятие, и характеризуется обширной пологой сводовой частью. При этом карта по отражающему горизонту II ar совпадает со структурной картой, построенной по данным бурения.

Нарушение F1 прослеживается и в меловом комплексе пород, а восточное крыло структуры осложняется флексурой, в плане совпадающей с тектоническим нарушением F2, секущим юрские отложения.

Сопоставление строения структуры по различным поверхностям показывает, что с глубиной увеличивается контрастность, размеры и амплитуда поднятия, протяженность и амплитуда установленных тектонических нарушений F1 и F2

1.4 Гидрогеологическая характеристика

Месторождение Кумколь находится в пределах южной части Тургайского артезианского бассейна. В процессе разведки месторождения было опробовано 22 водоносных объекта. Центральной лабораторией ПГС «Казгидрогеология» проведены химические анализы 21 пробы пластовой воды. Газовый состав определялся по газовому каротажу скважин 5 и 22. Кривые восстановления динамических уровней до статических с учетом плотности пластовых вод и графики восстановления устьевых давлений и дебита жидкости приводятся в актах опробования скважин (15. С целью замера геотермического градиента проведены замеры температуры термометром Т-5 № 331 в скважинах в процессе опробования и замеры по стволу долго простаивающих скважин. Давление в интервалах опробования замерялось манометрами МГН-2-160, МГН-400, МГН-250.

Рисунок 1.1 Структурная карта месторождения кумколь



2. Комплекс методов применяемых на месторождении

2.1 Электрческе методы исследования

При проведении исследований скважин электрическими методами изучают удельное электрическое сопротивление, естественную (собственную) и искусственно-вызванную электрохимические активности горных пород. На определении удельного электрического сопротивления основываются метод кажущихся сопротивлений (в том числе в модификации микрозондов и экранированного заземления) и индукционный метод исследования скважин.

Различие в естественной (собственной) электрохимической активности используют при исследованиях скважин методом потенциалов собственной поляризации (метод СП), а вызванную электрохимическую активность горных пород изучают методом потенциалов вызванной поляризации (метод ВП).

В нефтеносных и газоносных пластах поровое пространство содержит нефть и газ. Нефть и газ не являются проводниками тока. Заполняя поры горных пород, они увеличивают их удельное сопротивление по сравнению с сопротивлением пород, полностью насыщенных пластовой водой. Проводником электрического тока в таких случаях служит минерализованная пластовая вода. Количеством этой воды и характером ее распределения в порах и определяется удельное сопротивление нефтеносных и газоносных пород.

При изучении влияния нефтегазонасыщения удобно вместо удельного сопротивления породы рассматривать отношение удельного сопротивления нефтеносного пласта (р_н) или газоносного пласта (р_г) к удельному сопротивлению того же пласта (р_вп) при 100%-ном заполнении пор пластовой водой. Это отношение называется параметром насыщения порового пространства, или коэффициентом увеличения сопротивления и обозначается: Р_н=р_н/р_вп; Р_г=р_г/р_вп. Для нефте-, газоносного пласта это отношение показывает, во сколько раз нефть и газ увеличивают сопротивление водоносного пласта. Они оказывают приблизительно одинаковое влияние на удельное сопротивление пород. Экспериментальными исследованиями установлена зависимость между коэффициентом водонасыщения породы к_в и параметром насыщения Р_н или Р_г.

2.2 Метод экранированного заземления (Боковой каротаж)

Изучение разрезов скважины методом экранированного заземления также основано на различии удельных электрических сопротивлений горных пород. В научной литературе известно несколько модификаций метода. В производстве получили распространение измерения по методу экранированного заземления с автоматической фокусировкой тока или, как часто называют, по методу бокового каротажа. Наиболее широко используют две модификации метода экранированного заземления: измерения по схеме с семиэлектродным зондом и измерения по схеме с трехэлектродным зондом.

В семиэлектродном зонде (рис. 2.1) электроды смонтированы на гибком кабеле или на изолированной трубе. Зонд имеет три однополярных токовых электрода (А₀, А_г и А₂) и две пары измерительных электродов (MjN^ M₂N₂). Через центральный электрод А₀ и через фокусирующие электроды А_г и А₂ пропускают ток одной полярности. Сила тока, протекающего через фокусирующие электроды, регулируется так, чтобы независимо от сопротивления горных пород и сопротивления бурового раствора обеспечить равенство потенциалов электродов А₀, А_г и А₂ при неизменном токе 1₀, текущем через центральный электрод. Условие сохранения равенства потенциалов между токовыми электродами, будет выполняться, если разность потенциалов между двумя парами измерительных электродов MjNj и M₂N₂ поддерживать равной нулю путем изменения силы экранного тока. Поскольку при этом потенциалы электродов А₀, А_г и А₂ окажутся равны, ток не сможет течь вдоль скважины и направится фокусированным пучком в горную породу (рис. 2.1, а).

Рисунок 2.1 Схема токовых силовых линий, выходящих из центрального элуктрода АО при измерениях методом экранированного заземления в пластах высокого удельного сопротивления. а) с семиэлектродным зондом, б) с трехэлектродным зондом

2.3 Индукционный метод

Изучение разрезов скважин индукционным методом основано на различии в электропроводности горных пород по величине, обратной удельному электрическому сопротивлению.

Первоначально метод разрабатывался для исследования скважин, заполненных не проводящим электрический ток буровым раствором (на нефтяной основе), в котором обычно метод КС или метод экранированного заземления, имеющие систему токопроводящих и измерительных электродов, применены быть не могут. Однако в последующем были обнаружены существенные преимущества индукционного метода при изучении геологических разрезов низкого сопротивления в скважинах, заполненных обычным токопроводящим буровым раствором.

Принципиальная схема индукционного метода включает скважинный снаряд (зонд) и регистрирующий прибор. Скважинный снаряд имеет систему излучающих и приемных катушек, обладающих большой индуктивностью, а также генератор переменного электрического тока и выпрямитель.

Система катушек, помимо излучения и измерения электромагнитного поля, обеспечивает его фокусирование для повышения глубинности метода, компенсацию прямых электромагнитных наводок в приемных катушках, измерение одновременно двумя зондами разной длины. Для уяснения принципа работы рассмотрим уп-рощенную схему зонда с двумя главными индукционными индукционными катушками: излучающей и приемной (рис. 2.2). Расстояние между центрами излучающей и приемной катушек называют размером зонда LM; точка записи кривой по середина этого расстояния.

Рисунок. 2.2 Принципиальная схема индукционного метода

2.5 Гамма-метод

Во всех горных породах в небольших количествах присутствуют радиоактивные элементы. Содержание радиоактивных элементов в различных горных породах, а следовательно, и интенсивность испускаемых ими ядерных излучений различны. Поэтому, регистрируя их, можно судить о типе горных пород, пройденных скважиной. Метод исследования геологического разреза скважин, основанный на регистрации излучений, испускаемых естественно радиоактивными элементами горных пород, носит название метода естественной радиоактивности. Поскольку обычно альфа- и бета-лучи, имеющие малый пробег в веществе полностью поглощаются буровым раствором и корпусом скважинного снаряда, а индикатора достигают лишь гамма-лучи, этот метод называют также гамма-методом и сокращенно обозначают ГМ.

При исследовании гамма-методом в скважину опускают прибор, который содержит детектор гамма-излучения и электронную схему служащую для питания индикатора, усиления его сигналов и передачи их через кабель на поверхность. Часто используют многоканальные приборы, регистрирующие одновременно диаграммы гамма-метода и нейтронного гамма-метода. Точка записи ГМ совпадает с серединой детектора.

При разработке ряда нефтяных и газовых месторождений обнаружено резкое повышение радиоактивности некоторых продуктивных пластов при их обводнении. Этот эффект, названный радиогео-химическим, широко используется при контроле разработки месторождений.

2.6 Гамма-гамма-метод

В гамма-гамма-методе (ГГМ) горная порода облучается источником гамма-квантов и регистрируется интенсивность гамма-излучения, достигающего индикатора излучения, расположенного на некотором расстоянии от источника.

Это расстояние называется длиной зонда I. Точку записи однозондового ГГМ относят к середине между центрами источника и детектора, двухзондового ГГМ -- к середине между центрами детекторов. Фильтр из тяжелого металла (Fe, Pb, W и др.), установленный между источником и индикатором, практически полностью поглощает прямое гамма-излучение источника. Поэтому измеряемое в этом методе гамма-излуче¬ние почти полностью состоит из излучения источника, претерпевшего хотя бы одно рассеяние на атомах среды, окружающей источник. Отсюда и название метода.

Когда гамма-кванты большой энергии (порядка 1 МэВ), вылетающие из источника, претерпевают несколько актов рассеяния и значительно уменьшают свою энергию, они поглощаются в результате фотоэффекта. Поскольку взаимодействие гамма-кванта с веществом является случайным процессом, разные кванты до своего поглощения успевают пройти различное расстояние от источника. Он убывает с расстоянием тем быстрее, чем больше коэффициент ослабления ц, т. е. чем выше плотность среды и концентрация тяжелых элементов в ней. Вследствие этого поток гамма- квантов у детектора, располагаемого на относительно большом расстоянии от источника (более 15 -- 20 см), уменьшается с увеличением плотности горной породы и концентрации в ней тяжелых элементов. Степень влияния последнего фактора на показания ГГМ можно менять путем выбора начальной энергии гамма-квантов (выбором источника) и энергии квантов, преимущественно регистрируемых индикатором (выбором индикатора). В соответствии с этим существуют две модификации ГГМ: плотностной гамма-гамма-метод (ГГМ-П) и селективный (ГГМ-С).

В плотностной модификации ГГМ применяется источник гамма-квантов относительно большой энергии, чаще всего ⁶⁰Со, испускающий кванты с энергией 1,17 и 1,33 МэВ. Детектор гамма-излучения размещается в толстом корпусе из тяжелого металла (железо), почти полностью поглощающем кванты с энергией меньше 0,15 -- 0,2 МэВ. В результате в основном регистрируется гамма-излучение с энергией более 0,2 МэВ, а на интенсивность таких гамма- квантов не оказывает заметного влияния фотоэлектрическое поглощение, а следовательно, и химический состав среды; показания метода определяются комптоновским рассеянием и зависят лишь от плотности среды, окружающей скважинный прибор: чем больше плотность среды, тем меньше показания ГГМ-П. Размер зонда при ГГМ-П обычно 20 -- 40 см.

При селективной модификации ГГМ применяют источники мягкого гамма-излучения (менее 0,3--0,4 МэВ, например, радиоактивный селен-75, излучающий кванты с энергией 0,138 и 0,268 МэВ, ртуть-203 с энергией квантов 0,279 МэВ и др.). Детектор при ГГМ-С настраивается на регистрацию еще более мягкого гамма- излучения. Показания ГГМ-С зависят как от рассеяния гамма-квантов (следовательно, от плотности среды), так и в особенности от их поглощения, которое в основном определяется концентрацией в породе тяжелых элементов. В результате наиболее сильное влияние на показания ГГМ-С оказывают присутствующие в горной породе тяжелые элементы: чем больше содержание последних, тем меньше показания метода. Размер зонда при ГГМ-С обычно 10 -- 20 см.

2.7 Акустический метод

Акустические методы исследования скважин (AM) основаны на изучении полей упругих колебаний (упругих волн) в звуковом и ультразвуковом диапазонах частот. Акустические методы можно подразделить на методы естественных и методы искусственных акустических полей.

Методы естественных полей изучают колебания, создаваемые различными естественными (обычно технологическими) причинами. Сюда относятся, например, методы, находящиеся в стадии опробования: а) метод выделения газоотдающих интервалов в скважинах путем регистрации шумов, возникающих при поступлении газа или нефти в ствол скважины (шумометрия скважин); б)методы изучения шумов при бурении с целью определения характера проходимых пород по спектру колебания бурового инструмента; в) метод определения горизонтальной проекции текущего забоя на земную поверхность путем установления точки с максимумом мощности колебаний на поверхности земли.

Основное применение получили методы искусственных акустических полей, в которых изучают распространение волн от излучателя, расположенного в скважинном приборе. Ниже рассматриваются именно эти методы. Существуют две основные технологии метода: а) технология, основанная на изучении времени прихода (скорости распространения); б) технология, основанная на изучении затухания амплитуды колебаний.

2.8 Нейтронные методы

Общие положения. Для определения коэффициента пористости горных пород используют три модификации стационарных нейтронных методов: нейтронный гамма-метод (НГМ), нейтрон-нейтронный метод по тепловым (ПНМ-Т) и надтепловым (ННМ-НТ) нейтронам, а также в небольшом объеме импульсные нейтронные методы (ИНМ).

Показания всех трех модификаций стационарных методов зависят в основном от содержания водорода в среде, окружающей прибор. Однако в некоторых случаях заметное влияние на показания оказывает также химический состав и плотность скелета горной породы. Показания НГМ и ННМ-Т в некоторой степени зависят также от содержания хлора в пластовых водах и глинистом растворе.



3. Литологическое расчленение и выделение пластов коллекторов

3.1 Литологическое расчленение разрезов скважин

На основании применяемого в настоящее время комплекса ГИС можно достаточно детально расчленить почти любой встречающийся в нефтегазовых районах разрез на пласты и комплексы пластов, различающихся по своим геофизическим свойствам. При составлении литолого-стратиграфической колонки скважины большое значение имеют данные анализов керна, шлама и образцов пород, отобранных боковым грунтоносом. Особое внимание должно быть уделено сбору палеонтологических определений, на основании которых устанавливается возраст пород.

Для изучения литологического состава пород и расчленения разреза скважин используется весь комплекс геолого-геофизических исследований. Наиболее благоприятные условия для этого имеются в песчано-глинистом разрезе. Здесь по данным каротажа по установленным признакам выделяются высокопористые проницаемые песчаники, глины, песчанистые глины, аргиллиты и алевролиты.

Литологическое расчленение разреза скважины с построением предварительной литологической колонки включает в себя определение границ и мощностей отдельных пластов и оценку литологической характеристики выделенных однородных интервалов на основании признаков, выявленных на диаграммах различных методов.

Литологическое расчленение терригенного разреза проводят по схеме:

1) Все породы в разрезе делят на коллекторы и неколлекторы. Методика выделения и разделения коллекторов по типам и характеру насыщения рассматривается ниже.

2) Среди неколлекторов выделяют глины, песчано-алевритовые глины, глинистые песчаники и алевролиты. Глины отмечаются: максимальными показаниями на диаграммах СП и ГМ, минимальными одинаковыми значениями с_к на кривых микрозондов; участками увеличенного по сравнению с номинальным диаметра скважины (d_c>d_н) на кавернограмме. Глинистые песчаники и алевролиты (неколлекторы) отмечаются: максимальными показаниями с_к микрозондов; значениями d_с=d_н на кавернограмме; максимальными показаниями СП, соответствующими «линии глин»; высокими, но более низкими, чем в глинах, показаниями ГМ (рисунок 3.1).

Глины песчано-алевритовые на диаграмме СП и кавернограмме отмечаются примерно теми же показаниями, что чистые глины, но характеризуются более низкими показаниями ГМ и более высокими -- микрозондов. На диаграмме стандартного акустического метода глинам соответствуют максимальные значения ДT и б_р, глинистым песчаникам и алевролитам -- минимальные ДT и повышенные б_р, песчано-алевритовым глинам -- значения ДT и б_р, близкие к их значениям в чистых глинах. На диаграмме ГГМ глинистые алевролиты и песчаники отмечаются максимальными значениями плотности д_п, чистые глины-- более низкими значениями д_п, соответствующими степени уплотнения глин рассматриваемых отложений на данной глубине, песчано-алевритовым глинам соответствуют промежуточные значения д_п. По величине удельного сопротивления, установленной по диаграммам разноглубинных методов сопротивления, глины характеризуются наиболее низкими значениями с_гл, исключая водоносные коллекторы, насыщенные минерализованной водой, глинистые песчаники и алевролиты -- высокими значениями с, песчано-алевритовые глины -- промежуточными значениями.

Кроме рассмотренных трех литотипов в терригенном разрезе могут присутствовать: слабоглинистые или неглинистые песчаники и алевролиты с карбонатным цементом (неколлекторы); битуминозные глины, песчаники и алевролиты; пласты угля. Плотные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом отмечаются низкими значениями коэффициента пористости на диаграммах методов пористости (НM, AM, ГГМ) при минимальных показаниях методов глинистости (СП, ГМ) и высоком сопротивлении на диаграммах обычных зондов и микрометодов сопротивлений.

Битуминозные породы характеризуются высокими значениями естественной радиоактивности и высокими удельными сопротивлениями.Битуминозные глины имеют более высокую радиоактивность, чем небитуминозные (в 2--3, а иногда в 5--10 раз) и удельное сопротивление, достигающее сотен и даже тысяч Ом•м. Битуминозные песчаники и алевролиты, даже слабоглинистые, характеризуются радиоактивностью более высокой, чем в обычных песчаниках и алевролитах при низких показаниях СП и ВДМ- волновой диэлектрический метод (последнее в скважинах, пробуренных как на растворе на водной основе (РВО), так и на растворе на нефтяной основе(РНО), высоким удельным сопротивлением при отсутствии радиального градиента сопротивления; на диаграммах методов пористости битуминозные песчаники и алевролиты практически не отличаются от нефтенасыщенных коллекторов.

Если же скважина пробурена на РНО (раствор на нефтяной основе), в комплексе ГИС отсутствуют методы сопротивлений, включая микрозонды и исключая только индукционный зонд, метод СП, а кавернограмма становится практически неинформативной. Основная нагрузка поэтому ложится на методы пористости AM, НМ, ГГМ и единственный метод глинистости ГМ. В целом признаки выделения рассмотренных литотипов по диаграммам этих методов сохраняются; следует иметь в виду специфические признаки газоносных коллекторов, которые будут рассмотрены ниже. Важным дополнением комплекса является включение ВДМ (волновой диэлектрический метод).



Рисунок 3.1 Выделение газоносных пластов по методике временных замеров и определение газоводяного (а) и газонефтяного (б) контактов (по В. В. Ларионову)

Кривые 1, 2 зарегистрированы до крепления скважины трубами; 2, 4 -- спустя 1,5 года после крепления скважины трубами. Заштрихованы участки диаграмм, соответствующие коллектору.

№ п/п	Нк, м	Нп, м	h, м	dc, мм	dn, мм	ГК, мк Р/ч	ГГКп, г/см^3	ННКт ус.ед.	БК, Ом*м	МБК Ом*м	ПС, мВ	ИК, Ом*м	АК, Ом*м	Литология
1.	1733	1739	6	218	215,9	14	2,3	3,9	1,8	2,5	80	2,2	325	Глин
2.	1739	1762	23	217	215,9	9	2,2	4	2,1	5,2	250	3	350	Гл, пе, во, уг.
3.	1762	1773	11	220	215,9	10	2,3	3,8	1,8	3	100	2,5	300	Гл.,алев.,
4.	1773	1775	2	217	215,9	8	2,4	3,9	1,7	3	280	2,5	320	Гл. пес. во. уг
5.	1775	1776	1	220	215,9	8	2,1	3,8	2	4	150	2,4	300	Глина, алевр
6.	1776	1780	2	217	215,9	9	2,3	3,4	1,7	3,1	210	2,4	320	Гл. песч. вод.
7.	1780	1785	5	220	215,9	10	2,2	3,5	1,7	2,8	110	2,5	300	Глина, алевр.
8.	1785	1788	3	219	215,9	9	2,3	3,3	1,6	3	220	2,3	310	Гл,во, уг,ал,пес
9.	1788	1806	8	221	215,9	10	2,3	3,3	1,7	2,6	100	2,6	300	Глина, алевр
10.	1806	1808	2	218	215,9	9	2,3	3,9	1,9	3,5	150	2,5	290	Гл,але.пес,во,уг
11.	1808	1811	3	217	215,9	9	2,4	3,8	1,6	2,5	80	2,1	300	Глина, алевр
12.	1811	1813	2	218	215,9	7	2,1	3,8	1,8	4,2	150	2,3	310	Гл.,пес, во., уг
13.	1813	1814	0,5	219	215,9	8	2,15	3,7	1,9	7	100	1,9	300	Глина, алевр
14.	1814	1820	6	220	215,9	7	2,25	3,9	1,7	4	150	1,6	310	Во, уг, пес, гл
15.	1820	1822	2,5	218	215,9	10	2,3	3,3	1,3	2,3	110	1,8	300	Песч., глина
16.	1822	1828	5,5	217	215,9	7	2,3	3,5	1,6	5	150	1,3	320	Во, уг, пес, гл, к
17.	1828	1859	31	291	215,9	10	2,4	4,1	2	3	40	2,5	300	Гл, пес, але. пес
18.	1859	1896	37	217	215,9	5	2,2	4,5	8,5	10	420	7	310	Вод, пес, гл, к
19.	1896	1915	19	220	215,9	5	2,25	4,5	2,5	5	390	1,5	300	Вод, пес, гл, к
20.	1915	1923	8	221	215,9	11	2,5	5,5	6	10	180	3	280	Глина, алевр.
21.	1923	1929	6	220	215,9	8	2,5	6,5	4	10	220	1,3	280	Во, угл, песч, гл
22.	1930	1945	15	222	215,9	14	2,5	7,5	10	25	180	10	230	Гл, песч, алев.

3.1 Литологическое расчленение разреза скважины

Коллекторами называют пласты, представленные породами, способными содержать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке.

Обычно коллекторами являются пески, песчаники, алевролиты, пористые доломиты и известняки, трещинные и трещинно-кавернозные породы, неколлекторами (непроницаемые породы)-- глины, аргиллиты, плотные известняки, доломиты и песчаники (если они не трещиноватые), ангидриты и гипсы.

Рассмотрим способы выделения основных типов коллекторов и оценки характера их насыщения.

Межзерновые терригенные коллекторы. Для межзерновых терригеновых неглинистых коллекторов характерны на диаграммах различных методов каротажа следующие признаки.

1 Отрицательная аномалия ПС, если , положительная аномалия ПС, если .

2 Наличие положительного приращения () на диаграмме микрозондов.

3 Сужение диаметра скважины за счет наличия глинистой корки,

4 Наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт, отмеченное по трехслойным кривым БКЗ или по результатам измерений установками с различной глубиной исследования. Ошибочный вывод может быть сделан в случае близких значений удельных сопротивлений зоны проникновения и пласта (в этом случае кривая БКЗ будет иметь вид двухслойной) или при незначительном проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт.

5 Минимальные показания на диаграмме ГК. Исключение составляют случаи присутствия в скелете минералов, обладающих радиоактивными свойствами (монацит, глауконит и др.).

6 Средние показания на диаграмме НГК. Исключение составляют газоносные коллекторы с неглубокой зоной проникновения. В этом случае показания НГК не отличаются от показаний в плотных породах.

7 Увеличение интервального времени на диаграмме акустического каротажа.

Выделение песчаных коллекторов, содержащих значительное количество глинистого материала -- глинистых коллекторов, осложняется тем, что физические свойства коллектора и вмещающих его пород--глин мало различаются. На диаграммах ПС глинистые коллекторы отмечаются менее четко, чем чистые; дифференциация диаграмм радиоактивного каротажа становится менее яркой (ГК, НГК). На практике глинистые коллекторы выделяют путем сопоставления и количественного анализа данных каротажа ПС, бокового каротажа, микробокового каротажа, гамма-каротажа и кавернометрии.

Оценка характера насыщения межзерновых терригенных коллекторов сводится к их разделению на водоносные и нефтегазоносные, которые могут отдавать нефть или газ в достаточном для промышленности количестве.

Заключение о нефтегазоносности пласта основывается на значении коэффициента увеличения электрического сопротивления пласта , рассчитываемого по формуле(3.11), и на ее сравнении с критической величиной , характеризующей для исследуемых коллекторов границу между промышленно-продуктивным и непромышленным коллектором.

Коэффициент насыщения Р_н определяют по формуле (3.11); для его подсчета необходимо найти удельное сопротивление пласта р_п и его значение р_вп при полном заполнении норового пространства пластовой водой (на 100%). Значение р_вп может быть получено: 1) по результатам каротажа сопротивления в том же пласте за контуром нефтеносности; 2) по результатам расчета, если известны сопротивление пластовой воды р_в и пористость k_п или относительное сопротивление Р:

(3.1)

Сопротивление пластовой воды р_в можно определить по данным анализов проб, отобранных с помощью пробоотборников, или по данным каротажа ПС. Коэффициент пористости k_n находят по результатам анализа керна или по данным других методов каротажа (НГК, АК, ГГК).

Значение р_п определяют по данным Б КЗ, индукционного или бокового каротажа. Оцениваемый пласт, у которого , считается нефтегазоносным. Критическое значение коэффициента увеличения сопротивления Р_н устанавливают путем сопоставления данных каротажа и результатов опробования продуктивных пластов. Для пластов разного геологического характера значения Р_н различны. Пласты с 4<Р_Н< <10 попадают в зону неопределенности и могут дать как нефть, так и воду. С увеличением глинистости коллектора величина Р_н обычно уменьшается.

Другим способом оценки характера насыщения терригенных коллекторов является способ, основанный на использовании критических значений коэффициента водонасыщения или коэффициента нефтегазонасыщения ,

Значение k_B может быть установлено по результатам экспериментальных исследований фазовой проницаемости для коллекторов данного типа при фильтрации двухфазного потока (например, нефть и вода) через образец породы. При значении через породу фильтруется только нефть. Установленные по зависимости Р_н = [; ()] - граничные значения и используют в качестве критерия разделения коллекторов на нефтеносные и водоносные. В качестве критерия может быть взято значение k_n, определенное по зависимости Р_н =f[k_B; ()] или по формуле. При пласт считается нефтегазоносным. Критическая величина k_H устанавливается по результатам опробования скважин; она зависит от фазовой проницаемости коллектора для нефти, газа и воды и вязкости этих компонентов в пластовых условиях.

Для чистых песчаных и карбонатных коллекторов критическое значение, начиная с которого пласт отдает нефть и газ без воды, равно 60--70 %. При <50 % пласт считается водоносным.

Оценка продуктивности глинистых коллекторов с широким диапазоном изменения глинистости и пористости затруднена, поскольку удельные сопротивления р_п и р_вп пластов различаются не более чем в 2--3 раза и коэффициент увеличения сопротивления пласта Р_н не является характерным параметром. На практике используют методику комплексного сопоставления диаграмм различных методов каротажа, связанных с определением сопротивления, глинистости (ПС, ГК) и пористости (НГК, АК, ГГК).

Карбонатные коллекторы. Карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью по геофизической характеристике близки к терригенным межзерновым коллекторам, вследствие чего на диаграммах различных методов каротажа они выделяются теми же признаками. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди неглинистых пород малопористых и пористых разностей. Пористые разности рассматриваются как возможные коллекторы. Задача упрощается, если в изучаемом разрезе не содержится глинистых пород.

В этом случае для пористых и высокопористых разностей характерны следующие признаки: 1) наличие минимумов на кривых НГК (ГК); 2) увеличение на кривых акустического каротажа; 3) низкие (по сравнению с окружающими) показания БК, М3 (БМК); 4) наличие глинистой корки.

Для разделения малопористых и пористых разностей часто используют способ граничного значения k_n, при котором на диаграммах НГК или АК (кривая ) проводят линию, соответствующую граничному значению k_n, установленному для данного типа разреза по результатам опробования и анализа керна. Все пласты со значениями относят к коллекторам.

Трещинные, трещинно-кавернозные и карбонатные коллекторы смешанных типов не имеют четко выраженных геофизических характеристик и распознавание их в разрезе скважины связано с большими трудностями.

Однако в ряде случаев появляется комплекс признаков на кривых тех или иных методов каротажа, которые дают возможность выделить такие коллекторы: 1) уменьшение амплитуды (А) и большое затухание акустических колебаний () на диаграмме акустического каротажа; 2) резкая дифференцированность кривой р_к на диаграмме микробокового каротажа; 3) минимальные значения показаний ГК и низкие значения показаний НГК; 4) резкая дифференциация кавернограммы; 5) высокая скорость проходки при механическом каротаже, иногда поглощение и потеря циркуляции глинистого раствора; 6) отрицательные, близкие к предельным, амплитуды ПС.

Эффективен для выделения карбонатных коллекторов сложной структуры способ временных исследований. Коллекторы определяют по данным сопоставления диаграмм, зарегистрированных с одной и той же аппаратурой в одинаковом масштабе, но через промежуток времени, достаточный для заметного изменения характеристики зоны проникновения по параметру, характеризующему то или иное физическое свойство. В качестве агента используют глинистый раствор, физические свойства которого изменяют, добавляя в него различные активаторы: например, увеличивая концентрацию соли в растворе, снижают его удельное электрическое сопротивление, добавляя в него радиоактивный изотоп, повышают удельную радиоактивность раствора и т. д. В соответствии с активатором выбирают и метод каротажа для проведения исследований.

Методика проведения работ заключается в следующем. Первый замер выполняют при заполнении скважины обычным раствором. Затем заменяют раствор на активированный, несколькими объемами которого промывают скважину, и проводят второй замер. Совмещая диаграммы первого и второго замеров, выделяют коллекторы по изменению показаний измеряемого параметра на диаграмме второго замера, обусловленных изменением глубины проникновения фильтрата глинистого раствора. Эффективность исследований возрастает при повышении гидростатического давления в скважине за счет увеличения плотности активированного раствора.

Продуктивность коллекторов карбонатного типа может быть оценена одним из следующих способов.

1 По превышению кажущегося сопротивления, зарегистрированного при боковом каротаже , над кажущимся сопротивлением, зарегистрированным при микробоковом каротаже , при совмещении кривых БК и МБК в одинаковом масштабе сопротивлений.

2 По увеличению показаний р_к экранированного или индукционного зондов на диаграмме второго замера при изучении способом временных исследований. 3 По наличию приращений на кривых НГК, зарегистрированных в разное время зондом одной длины (методика временных замеров).

Этот способ эффективен при выделении газоносных пластов, когда имеется несколько замеров НГК, один из которых был выполнен при вскрытии пласта в процессе бурения, а остальные-- после укрепления скважины колонной труб и ее цементажа. Выделение газоносного пласта основано на явлении расформирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаженной скважине, когда в результате диффузии фильтрат глинистого раствора в зоне проникновения замещается газом, что и отмечается положительными приращениями (заштрихованы) на кривых НГК, зарегистрированных через определенные промежутки времени

Совместно с данными каротажа для установления продуктивности карбонатных и терригенных коллекторов используют данные газового каротажа, анализа проб, отобранных пробоотборниками и испытателями пластов на трубах.

3.2 Выделение пластов коллектаров

№ Пл	Нк, м	Нп, м	h, м	dc, мм	dn, мм	ГК, мк Р/ч	ГГКп, г/см^3	ННКт, ус.ед.	БК, Ом*м	МБК, Ом*м	ПС, мВ	ИК, Ом*м	АК, Ом*м
1.	1739	1762	23	213	215,9	9	2,2	4	2,1	5,2	250	3	350
2.	1773	1775	2	217	215,9	8	2,4	3,9	1,7	3	280	2,5	320
3.	1776	1780	2	217	215,9	9	2,3	3,4	1,7	3,1	210	2,4	320
4.	1785	1788	3	219	215,9	9	2,3	3,3	1,6	3	220	2,3	310
5.	1806	1808	2	218	215,9	8	2,3	3,9	1,9	3,5	150	2,5	290
6.	1811	1813	2	218	215,9	7	2,1	3,8	1,8	4,2	150	2,3	310
7.	1814	1820	6	220	215,9	7	2,25	3,9	1,7	4	150	1,6	310
8.	1822	1828	6	217	215,9	7	2,3	3,5	1,6	5	150	1,3	320
9.	1859	1896	37	217	215,9	5	2,2	4,5	2,5	10	420	7	00
10.	1896	1915	19	220	215,9	5	2,25	4,5	2,5	5	390	1,5	280
11.	1923	1929	6	220	215,9	8	2,5	6,5	4	10	220	1,3	250

3.3 Оценка коэффициента глинистости

Необходимость определения содержания глинистых частиц в породе вызвана рядом причин:

1 На поверхности глинистых частиц формируется двойной электрический слой с аномальными свойствами, который влияет на физические свойства пород и может занимать значительную долю порового пространства;

2 Глинистые минералы содержат химически связанную воду и адсорбируют радиоактивные элементы, в результате чего влияют на нейтронные характеристики пород и их естественную радиоактивность;

3 С повышением глинистости резко ухудшаются коллекторские свойства пород, от чего зависит их способность быть коллекторами.

Существуют следующие способы для оценки глинистости: по данным керна (гранулометрический анализ) и по данным методов глинистости (СП, ГК).

Объемная глинистость определялась по палетке Ларионова с использованием двойного разностного параметра рассчитанного по кривой ГК, которая, в свою очередь, корректировалась за диаметр скважины; толщину пласта, скорость измерения и постоянную интегрирующей ячейки.

При количественной интерпретации показания ГК пересчитывались в двойной разностный параметр, как наиболее устойчивый. Оценка двойного разностного параметра гамма-метода (J) проводилась по формуле:

J=, ( 3.2)

где J_min, J_max - минимальное и максимальное показания гамма- метода в опорных пластах, J - показание ГМ в исследуемом пласте.

В качестве Jг_min приняты показания ГМ в плотном чистом пласте известняка, который хорошо прослеживается по площади;

Jг_max - показания ГМ в глинах, залегающих в подошве кунгурского яруса, которые повсеместно прослеживаются по площади.

В качестве критического значения ДJ_гр принято 0.2. Пропластки обладающие ?J?ДJ_гр, могут быть включены в разряд коллекторов, если при этом они имеют Кп ? Кп_гр.

Основным назначением гамма-метода при изучении разрезов скважин нефтяных и газовых месторождений являются литологическое расчленение разреза и определение глинистости. Особенно важна роль гамма-метода как метода глинистости при изучении разрезов скважин, заполненных соленым раствором, когда метод СП малоинформативен.

Рисунок 3.2 Обобщенные зависимости ?I_г = f(C_гл)

Глинистость межзернового терригенного коллектора характеризуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен d_з < 0,01 мм.

	№ Пл	Нк, м	Нп, м	h, м	dc, мм	dn, мм	I?, мкР/ч	I?max, мкР/ч	I?min, мкР/ч	Д I?	Cгл ГК,д. ед.	Uпс (ОО), мВ	U пс, мВ	Е пс, мВ	б пс	C гл ПС, доли единицы
	1.	1739	1762	23	213	215,9	9	11,5	4,3	0,64	38	600	260	260	0,72	50
	2.	1773	1775	2	217	215,9	8			0,5	29		280	280	0,57	55
	3.	1776	1780	2	217	215,9	9			0,64	38		220	220	0,69	49
	4.	1785	1788	3	219	215,9	9			0,64	38		230	230	0,67	47
	5.	1806	1808	2	218	215,9	8			0,64	38		150	150	0,80	35
	6.	1811	1813	2	218	215,9	7			0,36	12		150	150	0,80	35
	7.	1814	1820	6	220	215,9	7			0,36	12		150	150	0,80	35
	8.	1822	1828	6	217	215,9	7			0,36	12		150	150	0,80	35
	9.	1859	1896	37	217	215,9	5			0,1	5		430	430	0,42	68
	10.	1896	1915	19	220	215,9	5			0,1	5		390	390	0,37	65
	11.	1923	1929	6	220	215,9	8			0,5	29		230	230	0,57	47

3.3 Оценка глинистости коллекторов

Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии. Пористость в основном определяет содержание в породах жидкостей и газов и является одним из основных параметров, характеризующих их коллекторские свойства. Количественно пористость оценивается коэффициентами: k_п^общ (общая), k_п^эф (эффективная).

Различают пористость общую (абсолютную, физическую), представленную всеми пустотами (как открытыми, так и закрытыми), открытую, образованную открытыми пустотами, сообщающимися между собой и составляющими единую систему пор, и закрытую, образованную изолированными пустотами, не сообщающимися друг с другом и с основной системой открытых пор.

По своему происхождению пористость может быть разделена на первичную и вторичную. Первичная пористость (межзерновая) k_п.м представляет собой пустотное пространство между зернами или кристаллами породы, а также между раковинами простейших организмов. Она характерна для всех пород. В процессе диагенеза под влиянием уплотнения отложений и повышения степени цементации первичная пористость пород снижается. Этим объясняется закономерное уменьшение коэффициента пористости k_п с глубиной.