11,12. Карбонатные коллекторы, их классификация, петрофизические свойства, первичное и вторичное пустотное пространство, характер изменения с глубиной.

Классификация (И. А. Конюхов):

Группа	класс	литотипы
А высшей емкости	1 класс К>1000мд Фэф>25%	Известняки биоморфные крупнокавернозные
	2 класс К 500-1000мд Фэф 20-25%	Известняки биоморфные кавернозные
	3 класс К 300-500 мд Фэф 15-20%	Известняки кавернозные
Б Средней емкости	4 класс К 100-300 мд Фэф 10-15%	Известняки кристаллические порово-кавернозные крупноолитовые
	5 класс К 50-100 мд Фэф 5-10%	Известняки, доломиты средне и мелкозернистые, порово-кавернозные мелкоолитовые
В Малой емкости	6 класс К 25-50 мд Фэф 10-15%	Известняки мелкоолитовые
Полуколлекторы полупокрышки	7 класс К 10-25 мд Фэф ≈5%	Мелкодетритусовые кристаллические

При осаждении тонкозернистого карбонатного материала формируются высокопористые и относительно равномернопористые пластичные насыщенные водой илы с межзерновой, межраковинной и внутрираковинной пористостью. При формировании карбонатных осадков, состоящих из форменных элементов, в них образуются внутрискелетные и межформенные пустоты.Пористость карбонатных пород изменяется в широких пределах. Ее конкретное значение для каждой породы определяется в основном максимальной глубиной погружения, содержанием глинистых минералов, интенсивностью вторичных процессов, температурой и возрастом пород.Пустоты подразделяются на первичные, сформированные на стадиях седиментогенеза и диагенеза, и вторичные, образование которых связано с этапами ката- и гипергенеза. Последние в свою очередь делятся на унаследованные и новообразованные. Первые образуютя за счет переработки первично существующих пустот путем увеличения и изменения формы при выщелачивании, доломитизации, литогенетической трещинноватости, либо путем сокращения в результате уплотнения, кальцитизации, сульфатизации и т.д. Вторые развиваются в породах без видимой связи с первичной пористостью и определяются тектонической трещинноватостью обусловленной её выщелачиванием.По мере увеличения глубины залегания пород их пористость и проницаемость постепенно понижаются, а плотность и хрупкость возрастают. Однако встречаются коллекторы большой емкости на больших глубинах, способных вмещать значительные количества углеводородов. Это происходит из-за сохранения или незначительного снижения первичных свойств, возникновения в породах вторичного порового пространства и путей миграции.Крупные межформенные и внутриформенные поры, каверны и полости в карбонатных породах – известняках и доломитах на больших глубинах сохранятся больше, чем мелкое пустотное пространство. Толщина пластов также отражается на сохранении коллекторских свойств пород.Наличие в поровом пространстве нефти, несодержащей воды и других химически активных компонентов, способствует сохранению коллекторских свойств породы.Карбонатные коллекторы характеризуются тем, что пористость и проницаемость изменяются сильнее в худшую сторону с глубиной, чем в терригенных коллекторах.

14.Породы-флюидоупоры: принципы классификации, литологические и петро­физические особенности, характер изменения с глубиной.Флюидоупор - один из двух главных составляющих природного резервуара. Он предотвращает от рассеивания в окружающем пространстве жидкие и газообразные флюиды, содержащиеся в пласте-коллекторе. Флюидоупоры могут быть плотностными и динамическими. Плотностные возникают в следствие сильного уплотнения пород уже на начальных стадиях катагенеза. Их экранирующая способность определяётся малым размером пор, через которые невозможна (крайне затруднена) фильтрация жидкостей и газов. Такие экранирующие толщи формируются за счет хемогенных пород – каменных солей, ангидритов, некоторых известняков. Динамическая возникают из уплотняющихся пород. Их пористость с погружением снижается быстрее, чем у окружающих пород, вследствие чего происходит отжатие флюидов (главным образом свободной воды) в соседние, менее уплотненные породы. Динамические пласты-экраны по мере погружения и уплотнения переходят в обычные плотностные. Например глины в процессе погружения на глубину 1,5 - 2 км уплотняются значительно быстрее, чем песчаные или алевритовые породы. Таким образом пористые и даже обладающие высокой проницаемостью пласты глинистых пород становятся экранами на пути фильтрации флюидов, находящихся в ниже лежащих песчаниках или алевролитовых породах. Породы-флюидоупоры в отличие от пород-коллекторов имеют чрезвычайно низкую проницаемость и через них практически не осуществляется фильтрация жидкостей и газов В целом качество пород- флюидоупоров определяется литологическими признаками и геологическими факторами. Литологические признаки и степень уплотнения предопределяют физические и химические свойства осадочных пород и в конечном итоге качество пород-экранов. Среди литологических признаков, влияющих на экранирующие свойства, основные - минеральный состав и строение пород.

Минеральный состав предопределяет способность пород к набуханию, смачиваемости, растворимости, образованию каверн и полостей, особенности уплотнения с увеличением нагрузок и повышением температуры, пластичность пород и склонность к образованию трещиноватости. Строение пород определяется их структурой и текстурой. Эти признаки отражаются на структуре порового пространства и проницаемости пород. Пласты-флюидоупоры могут слагаться различными минералами. В глинистых пластах значительную часть породы составляют глинистые минералы из групп монтмориллонита, каолинита, гидрослюды и хлорита. Экранирующие тела - пласты, слои, толщи - часто слагаются хемогенными породами. Основные минералы этих пород - галит, ангидрит, кальцит, иногда доломит. Замечено, что породы мономинерального состава обладают более высокими экранирующими свойствами. На экранирующие свойства пород оказывает влияние структура пород, которая отражается на структуре порового пространства. С увеличением диаметра пор возрастает проницаемость и  снижаются экранирующие свойства. Экранирующие способности у пород разного литологического состава неодинаковы. Одни из них могут удерживать только вязкую нефть, др. нефть и воду, др.- природный газ. Глинистые покрышки: при погружении глинистых отложений происходит их уплотнение и повышение их экранирующих свойств. Наиболее высокими качествами, глинистые экраны обладают на глубине 2.5-3.5 км. Ниже их пластичность уменьшается и они переходят в аргиллиты, экранирующие свойства которых менее надежны.Классификация пород-флюидоупоров:- глинистые (самые распространенные)

- карбонатные*-эвапориты (соли)*- магматические горные породы

- кремнистые осадочные горные породы.Классификация глинистых флюидоупоров

:

группа	dпор max, мм	Кабс, мд	Рат прорыва	качество
A	0,01	10-6	120ат	очень высокое
B	0,05	10-5	80ат	высокое
C	0,3	10-4	55ат	среднее
D	2,0	10-3	30ат	посредственное
E	>2,0	10-2	5ат	низкое

Н=Р_ат(d_H2O-d_нефть), где Н – высота залежи; Р_ат – давление прорыва; d – плотность.

Ф_кон=Ф_пов(e^-bx), где Ф_кон – пустотность конечная; Ф_пов – пустотность поверхностная; b – константа; x – глубина.