Исследование горных пород

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение К_пр для промышленно продуктивных пластов от 1·10^-15 до 1·10^{-12 м2}. Проницаемость более 1·10^{-12 м2} является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см³). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. К_d - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (d_п) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (d_т). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения d_п®d_т, а К_d®1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением К_s = 1-К_п. Глинистые породы достигают К_d = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают К_d = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км К_d = 0,95-0,97. 
 

Нефтегазоносная свита 

oil-and-gas bearing set of rocks, oil-and-gas - Мощная толща переслаивающихся пород регионального или ареального распространения, содержащая нефтяные и (или) газовые пласты. Свита включает коллекторы, флюидоупоры и часто нефтегазоматеринские породы. Свита может соответствовать ярусу, отделу, системе или охватывать части этих стратиграфических подразделений.    

Заключение                

 В  настоящем пособии кратко рассматривается  лишь ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами  нефти и газа - основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Большое количество последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению коллекторов (петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и сложности самого объекта исследований.

Следует признать, что до сих пор не разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза.

Изложенные  принципы типизации терригенных  и карбонатных коллекторов и  простейшие приемы их петрографического  определения - это первый шаг в  освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров  нефти и газа. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Литература   

1. Багринцева  К. И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.
2. Бурлин Ю. К. Природные резервуары нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 136 с.
3. Геологический словарь: В 2 т. / Под ред. К. Н. Паффенгольца и др. М.: Недра, 1978. Т. 1. 486 с.; Т. 2. 456 с.
4. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа / Под ред. М. Х. Булач, Л. Г. Белоновской. Л.: ВНИГРИ, 1989. 103 с.
5. Селли К. Введение в седиментологию М.: Недра, 1981. 370 с.
6. Смехов Е. М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.
7. Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. Н. А. Еременко.           М.: Недра, 1984. 480 с.
8. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 356 с.