Вижва С., Онищук В., Онищук І., Олійник О., Рева М., Шабатура О.
Назва:
Фільтраційно-ємнісні параметри нижньопермских карбонатних порід західної частини Глинсько-Солохівського нафтогазового району Дніпровсько-Донецької западини
Видавництво:
Київський університет
Рік:
2020
Сторінок:
С. 25-33
Тип документу:
Стаття
Головний документ:
Київський Вісник Київського національного університету імені Тараса Шевченка / Київський, університет імені національний; відп. ред. В.А. Михайлов ; редкол.: І.М. Безродна, О.І. Меньшов, В.Г. Бахмутов [та ін.]. - Київ: Київський університет, 2020
Анотація:
Висвітлено результати дослідження фільтраційно-ємнісних властивостей нижньопермських карбонатних порід західної частини Глинсько-Солохівського газонафтоносного району Дніпровсько-Донецької западини. Мета досліджень полягала в оцінці перспективності порід, як можливих колекторів вуглеводнів. Досліджувались такі фільтраційно-ємнісні характеристики зразків порід, як коефіцієнт відкритої та ефективної пористості, коефіцієнт проникності та коефіцієнт залишкового водонасичення. На основі капілярометричних досліджень виконано оцінку структури пустотного простору порід. Вивчався також зв"язок густини порід з їхньою пористістю. Дослідження пористості виконувалося в атмосферних і пластових умовах. Установлено, що густина сухих зразків порід змінюється від 2212 до 2593 кг/м3 (середнє - 2413 кг/м3 ), порід, насичених моделлю пластової води - від 2442 до 2626 кг/м3 (середнє 2549 - кг/м3 ), насичених гасом - від 2400 до 2622 кг/м3 (середнє - 2541 кг/м3 ), уявна мінералогічна густина - від 2718 до 2828 кг/м3 (середнє - 2783 кг/м3 ). Коефіцієнт відкритої пористості досліджених порід, насичених моделлю пластової води, змінюється від 0,045 до 0,181 (середнє - 0,127), насичених гасом - від 0,049 до 0,184 (середнє - 0,128), насичених азотом (N2) - від 0,063 до 0,217& (середнє - 0,149). Коефіцієнт ефективної пористості порід варіює в межах від 0,004 до 0,125 (середнє - 0,036), а коефіцієнт залишкового водонасичення - у межах від 0,40 до 0,97 (середнє - 0,79). У результаті моделювання пластових умов установлено, щ&о коефіцієнт пористості змінюється від 0,040 до 0,169 (середнє - 0,118). Через закриття мікротріщин, у результаті навантаження порід під час створення для них пластових умов пористість порід зменшується порівняно з їхньою пористістю в атмосферних умо&вах. Відносне зниження коефіцієнта пористості різних порід, що пероебувають в однакових пластових умовах, обернено залежне від коефіцієнта їхньої пористості в атмосферних умовах і у змодельованих пластових умовах становить від 1,5 % до 11 % (середнє &- 5,3 %). Капілярометричними дослідженнями методом центрифугування встановлено, що капілярний простір досліджених порід має таку структуру: вміст надкапілярних пор змінюється від 1 % до 22 % (середнє - 7 %); вміст капілярних пор - від 2 % до 38 % (се&реднє 14 %); вміст субкапілярних пор - від 40 % до 97 % (середнє 79 %). За результатами лабораторних вимірювань коефіцієнт проникності для досліджених карбонатних порід західної частини Глинсько-Солохівського газонафтоносного району ДДЗ змінюється ві&д 0,038 фм2 до 1,992 фм2 (середнє 0,323 фм2 ). Виконано класифікацію колекторських властивостей зразків порід за коефіцієнтами пористості, проникності та зали- шкового водонасичення. Проведений кореляційний аналіз дозволив отримати ряд емпіричних зал&ежностей між фільтраційно-ємнісними параме- трами досліджених порід - густиною, коефіцієнтом пористості, коефіцієнтом проникності та коефіцієнтом залишкового водонасичення.
Рассмотрены результаты исследований фильтрационно-емкостных свойств нижнепер&мских карбонатных пород западной части Глинско-Солохивского газонефтеносного района Днепровско-Донецкой впадины. Установлено, что плотность сухих образцов пород изменяется от 2212 до 2593 кг/м3 (среднее значение 2413 кг/м3), насыщенных моделью пласто&вой воды - от 2442 до 2626 кг/м3 (среднее - 2549 кг/м3), насыщенных керосином - от 2400 до 2622 кг/м3 (среднее - 2541 кг/м3), кажущаяся минералогическая плотность - от 2718 до 2828 кг/м3 (среднее - 2783 кг/м3). Коэффициент открытой пористости исследо&ванных пород при их насыщении моделью пластовой воды меняется от 0,045 до 0,181 (среднее - 0,127), при насыщении керосином - от 0,049 до 0,184 (среднее - 0,128), а при насыщении N2 - от 0,063 до 0,217 (среднее - 0,149). Коэффициент эффективной порист&ости пород изменяется от 0,004 до 0,125 (среднее - 0,036), а коэффициент остаточного водонасыщения варьирует в пределах от 0,40 до 0,97 (среднее 0,79). При моделировании пластовых условий установлено, что коэффициент пористости изменяется от 0,040 до&
