Главная -> Словарь

Пористость коллектора

Особо большие колебания пористости обнаруживаются в песчаниках нижнего отдела майкопской свиты в западной части Черных гор по рекам Кодахчин и Фиагдон, где пористость колеблется в.пределах от 35,67 до 3,13% и является более выдержанной в восточной части Черных гор по рекам Ярык-су и Ачи-су, где средняя пористость будет приблизительно 20% — показатель, весьма благоприятный для нефтяной' породы.

К нижней подсвите готеривского возраста приурочены промышленные нефтеносные пласты Б1_у11. Крупные залежи нефти приурочены к пласту Byj на Самотлорском и других месторождениях. Породами-коллекторами являются песчаники мелко- и среднезернистые, алевролиты, залегающие в толще глинистых пород. Пористость колеблется от 16 до 26%. Для отложений сеномана северной части Западно-Сибирской низменности характерна переслаиваемость песчано'-алевритовых пород с глинистыми, которые часто опесчанены на коротких расстояниях. В результате этого толща песчано-алевритовых пород гидродинамически взаимосвязана. Песчано-алевритовые породы рассматриваемой зоны отличаются слабоуплотненным состоянием. В Уренгое мощность песчапо-алевритовых пород от разреза отложений сеномана составляет 67%, Губкинском — 72%. Количество кварца колеблется от 35 до 70%. Продуктивный газоносный горизонт сеномана крупнейших месторождений — Уренгойского, Медвежьего, Заполярного и других — сложен пачкой переслаивающихся песчано-глинистых пород. Песчаники мелкозернистые, алевритовые и алевролиты крупнозернистые, аркозовые, слабосцементированные гидрослюдистым материалом. Коллекторские свойства пород очень высокие.

няков такого типа характерна высокая пористость. Если же породы возникли за счет выпадения кальцита из раствора, то образуются пласты плотного сливного известняка. Их емкостные свойства определяются трещинами и пустотами, сформировавшимися за счет последующих процессов выщелачивания и перекристаллизации. В карбонатных породах пустоты и трещины могут быть самыми разнообразными, от волосяных трещин, до больших пустот и полостей, заполненных подземной водой или нефтью и газом. Вот почему в известняках пористость колеблется в очень широких пределах от долей процента до 30% и более. На рис. 1,в показан карбонатный коллектор трещинного типа.

В зависимости от способа и режима коксования пористость колеблется в широких пределах. При низких температурах и давлениях на уста! овке замедленного коксования получается кокс пористостью от 30 до 50%. На поверхности гранулированного и порошкообразною теплоносителя при высоких температурах образуется кокс с меньшей пористостью. Пористость определяет макроструктуру кокса , что, в свою очередь, влияет на его механическую прочность, расход связующего при изготовлении в дальнейшем электродных масс и др. Обычно механическая прочность на раздавливание высокопорнсто-го кокса составляет всего 16 — 100 кгс/см2, в то время как для малопористого кокса она достигает ЗСО кгс/см2.

В зависимости от способа и режима коксования пористость колеблется в широких пределах. При низких температурах и давлениях на установке замедленного коксования получается кокс пористостью от 30 до 50%. На поверхности гранулированного и порошкообразного теплоносителя при высоких температурах образуется кокс с меньшей пористостью. Пористость определяет макроструктуру кокса , что, в свою очередь, влияет на его механическую прочность, расход связующего при изготовлении в дальнейшем электродных масс и др. Обычно механическая прочность на раздавливание высокопористого кокса составляет всего 16 — 100 кгс/см2, в то время как для малопористого кокса она достигает ЗСО кгс/см2.

Нефтеносной на месторождении является калиновская свита, глубина залегания кровли которой составляет 214—340 м. Коллекторы представлены мергелем доломитовым, доломитами известняковистыми и известняками. Пористость колеблется в широких пределах . Проницаемость в основном низкая. Водонефтяной контакт отбивается на глубине 157—193 м.

Основным продуктивным горизонтом является IX, он представлен песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями песчанистых известняков, гравелитов, глин и аргиллитов. Песчаники мелкозернистые, более рыхлые разности перемежаются с плотными. Пористость колеблется от 2,5 до 31,2%. По данным, испытания скважин, проницаемость составляет 100-10~15—140-10~15 м2. Залежь нефти пластовая, сводовая. Глубина залегания пласта 3170—3200 м.

•физическим данным) 20%. Песчаные коллекторы верхнего отдела красноцветной свиты представлены слабоуплотненными мелко- и среднезернистыми песками. Эффективная проницаемость III и Ilia горизонтов, по данным испытания скважин, находится в пределах 30-1 песчаники, чередующиеся с прослоями глин и алевролитов. Их пористость колеблется от 22 до 30%.

В зависимости от способа и режима коксования пористость колеблется в очень широких пределах.

родный. Пористость коллектора составляет 12—14%. Залежи нефти установлены также в нижней части верейского горизонта, где коллекторами служат известняки пористостью 12—15% и проницаемостью до 140-Ю-15 м2 в турнейском ярусе на глубине 1750 м, где коллектором является также известняк.

живетской терригенных толщах, а на Быркинском куполе еще и в тур-нейском ярусе. В московской нефтеносной толще на обоих куполах установлены по две нефтяные залежи на глубине 900—1020 м, сложенные известняками и доломитами, имеющими пористость от 3 до 23% на Красноярском месторождении и от 9 до 26% на Быркинском месторождении. Проницаемость колеблется соответственно от 50-Ю-15 до 1800Х ХЮ~15 м2. В башкирском ярусе залежь сводового типа находится на глубине 1000 м на Красноярском месторождении—1020—1050 м на Быркинском месторождении. Пористость коллектора на Красноярском месторождении колеблется практически от нуля до 27%, проницаемость достигает 530-10~15 м2, на Быркинском месторождении пористость составляет от 3 до 27%, проницаемость для продуктивных пропластков — от 600- 10~15-до 1700-10~15 м2. В визейской терригенной толще имеется по-две залежи. Верхняя залежь приурочена к пластам BI тульского горизонта, и Б2 бобриковского горизонта, нижняя — к пласту Б3 бобриковско-го горизонта. Литологически пласты представлены песчаником с пористостью от 6 до 26% и проницаемостью 1700-10~15 м2.

та в девоне и боб-риковского горизонта в нижнем карбоне. В пласте Д0 залежь литологически экранирована. ВНК находится на отметке—1565 м. В бобриков-ском горизонте залежь имеет ВНК на отметке—932м. Средняя пористость коллектора равна 19,7%.

В верейском горизонте карбонатные коллекторы перекрываются и подстилаются аргиллитами и глинистыми известняками. Пористость коллектора составляет 14%.

Основные промышленные скопления нефти связаны с пластом Б2 бобриковского горизонта нижнего карбона. Литологически бобриков-ский горизонт представлен мелкозернистыми песчаниками, глинами и алевролитами. Средняя пористость коллектора по месторождению равна 23%, проницаемость достигает 1468-10~15 м2. Водонефтяной контакт отбивается на отметке —1190—1192 м.

Нефтеносным на месторождении является пласт Дт пашийского горизонта, представленный песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Пористость коллектора составляет 17%, проницаемость около 20-Ю-15 м2. Глубина залегания пласта равна 2283 м. Водонефтяной контакт отбивается на отметке 2096 м.

Залежь нефти выявлена в пласте Б2 угленосного горизонта, а также две небольшие залежи имеются в башкирском и в турнейском ярусах. Коллекторы пластов А4 и BI представлены известняками. Пласт Б2 сложен песчаниками, алевролитами и глинами или аргиллитами. Средняя пористость коллектора равна 22%, проницаемость 200•10~15 м2. Глубина залегания пласта колеблется в пределах 1524—1630 м, водонефтяной контакт находится на отметке 1521 м.

Нефтеносными на месторождении являются пласты Дг и Дц, сложенные песчаниками, алевролитами и глинами. Пористость коллектора 14%, проницаемость от 40-10~15 до 70-10~15 м2.

Нефтеносными на месторождении являются терригенные породы верхнего девона . Пласты Дт, Дц и В))) представлены песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Пористость коллектора в среднем составляет 12,7%, проницаемость, по геофизическим данным, колеблется от 45-10~15 до 190Х ХЮ~15 м2. Водонефтяной контакт отбивается на отметках для BI—• 2001 м, для Д:—2676 м, для Дп — 2680 м.

Основными продуктивными пластами Яблоневского месторождения являются пласты I и II, приуроченные к верхней части кунгурско-го яруса пермской системы. Они представлены доломитами и залегают на глубинах 522—557 м. Пористость коллектора колеблется от 15 до 30%, проницаемость —от 10-10~15 до 100-Ю-15 м2.

Нефтеносность на Сагайдакском месторождении приурочена к отложениям триасового и каменноугольного возрастов. Нефтяная залежь на глубине 1040—1075 м установлена в отложениях среднего карбона , ниже — второй нефтяной горизонт—BIS, залегающий в отложениях верхней части визейского яруса нижнего карбона на глубине около 1700 м. Средняя эффективная пористость коллектора 18%, проницаемость 560-10~15 м2.