Аналіз впливу структури порового простору на коефіцієнт проникності порід-колекторів з гнинисто-карбонатним цементом

Abstract

Розробка родовищ нафти і газу вимагає створення детальних геолого-фільтраційних моделей. Такого роду моделі будуються за результатами геолого-геофізичної інформації. Одним із головних параметрів, що визначає фільтраційні властивості порід-колекторів, є структура порового простору. Детальне вивчення структури порового простору можливе тільки за результатами лабораторних досліджень кернового матеріалу. На прикладі неогенових відкладів Хідновицького газового родовища встановлено, що на величину проникності, крім карбонатності, суттєво впливає структура порового простору. Для охарактеризування порового простору та фільтраційно-ємнісних параметрів запропоновано використовувати коефіцієнт (М) як співвідношення діаметрів зерен мінералів. Коефіцієнт співвідношення діаметрів М характеризує умови накопичення осадів в процесі формування породи, та вказує на зернистість порід пісковиків. Результати проведення аналізу лабораторних досліджень малоглинистих пісковиків візейского віку з ДДЗ та порід пісковиків з глинисто-карбонатним цементом неогенових відкладів Карпатського регіону підтвердили залежність коефіцієнта проникності від коефіцієнта пористості та характерного розміру порового простору для порід колекторів різного віку. Запропоновано уніфікований комплексний підхід до оцінки параметру геометрії порового простору, який поєднує структуру порового простору, діаметр пор, характеристику водонасиченості та інші параметри.

The development of oil and gas fields requires the introduction of detailed geological-filtration models. Such models are based on the results of geological and geophysical data. One of the main parameters that determines the filtration properties of reservoir rocks is the structure of pore space. Detailed study of the structure of the pore space is possible only due to the results of laboratory studies of core material. Using the neogene deposits of Hidnovytske gas field as an example it has been established that the structure of pore space as well as carbonation have an impact on the permeability value. To characterize the porous space, and in turn, the reservoir properties, it is proposed to use the coefficient (M) of the ratio of the minerals grains diameters. The coefficient of the ratio of diameters M characterizes the conditions of sediments in the rock formation, and indicates the graininess of sandstones. The analysis of laboratory studies of low-clay sandstones of Visean age with RSD and sandstones with claycarbonate cement of the neogene deposits of the Carpathian region has confirmed the fact that the coefficient of permeability is based on the coefficient of porosity and the size of pore space for reservoir rocks of all age. The unified complex approach to the estimation of the geometry of pore space, which combines the pore space structure, pore diameter, water-saturation characteristics and other parameters, is proposed.