УДК 550.8.055
В.Г. Мамяшев, Э.А. Кулиев
ВЛИЯНИЕ ТЕХНОГЕННЫХ ФАКТОРОВ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ОБРАЗЦОВ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД
Аннотация
Актуальность. Пористость – это одна из наиболее значимых характеристик емкостных свойств пород нефтегазоносных отложений. Еще в середине восьмидесятых годов прошлого столетия были выявлены изменения объема и пористости керна песчано-глинистых пород при насыщении их водными растворами различной минерализации и различными флюидами. Количественные оценки влияния техногенных факторов на пористость пород в условиях пластовой флюидонасыщенности представляют очевидное практическое значение, а также научный интерес. Цель работы. Уточнить характер и степень влияния техногенных факторов – экстракции и сушки керна, применяемых в современной технологии петрофизических исследований, на результаты определений объема, пористости, плотности и водонасыщенности образцов пород нефтегазоносных отложений; рассмотреть возможность оценки этого влияния и обосновать методики, обеспечивающие определения пористости и других свойств пород, соответствующие их пластовой насыщенности. Материалы и методы. Объект исследования – керн песчано-глинистых пород терригенного осадочного чехла Западной Сибири и карбонатных пород Восточной Сибири. Предмет исследования – методическое обеспечение определений пористости, плотности и водонасыщенности осадочных пород коллекторов нефтегазоносных отложений по петрофизическим и геофизическим данным. Результаты. Обосновано, что изменения объемов образцов и различия результатов определений пористости, водонасыщенности и плотности керна осадочных пород методом гидростатического взвешивания и газоволюметрии обусловлены влиянием экстракции и сушки керна. Предложена методика определения исходной пористости образцов, исключающая данные искажения. Заключение. Экспериментально установлено, что значения коэффициента пористости образцов песчано-глинистых пород-коллекторов Западной Сибири, определяемые стандартными методами, занижаются. Обоснованы способы учета влияния деформаций объема образцов керна на плотность и емкостные свойства при условии определения объема в исходном состоянии, соответствующем пластовой водонасыщенности.
Ключевые слова: пористость, водонасыщенность, плотность, керн, объемные деформации керна, методики и достоверность определений, экстракция, сушка
Vener G. Mamyashev, Elchin A. Kuliev
INFLUENCE OF TECHNOGENIC FACTORS ON THE RESULTS OF DETERMINING POROSITY OF SEDIMENTARY ROCKS
Abstract
Background. Porosity is one of the most significant characteristics of the reservoir properties of rocks in oil and gas deposits. Back in the mid-eighties of the last century, changes in the volume and porosity of the core of sandy-clay rocks were revealed when they were saturated with aqueous solutions of various mineralization and various fluids. Quantitative estimates of the influence of anthropogenic factors on the porosity of rocks in conditions of their reservoir fluid saturation are of obvious practical importance, as well as scientific interest. Objective. To clarify the nature and degree of influence of technogenic factors – core extraction and drying, used in modern petrophysical research technology, on the results of measurements of volume, porosity, density, and water saturation of rock samples from oil and gas deposits; to consider the possibility of assessing this influence and to substantiate techniques for determining porosity and other properties of rocks corresponding to their reservoir saturation. Materials and methods. The object of the study is the core of sandy-clay rocks of the terrigenous sedimentary cover of Western Siberia and carbonate rocks of Eastern Siberia. The subject of the study is methodological support for the determination of porosity, density, and water saturation of sedimentary rocks of reservoirs of oil and gas deposits based on petrophysical and geophysical data. Results. It is proved that changes in sample volumes and differences in the results of measurements of porosity, water saturation, and core density of sedimentary rocks by hydrostatic weighing and gas volumetry are due to the influence of core extraction and drying. A method for determining the initial porosity of samples is proposed, which excludes these distortions. Conclusion. The values of the porosity coefficient of samples of sandy-clay reservoir rocks of Western Siberia determined by standard methods are proved experimentally to be underestimated. The methods of accounting for the effect of deformations of the volume of core samples on density and capacitance properties are substantiated, provided that the volume is determined in the initial state corresponding to reservoir water saturation.
Keywords: porosity, water saturation, density, core, core volume deformations, methods and reliability of determinations, extraction, drying
EDN: GCYLTW
Полный текст статьи в формате PDF
