25.Методы определения фес пород

Лабораторное исследование керна, ГИС (пористость определяют следующими методами: по данным электрического каротажа (ГДК), также могут быть использованы методы определения проницаемости по удельному сопротивлению и по градиенту удельного сопротивления, но из-за того, что они дают большую погрешность, они не нашли широкого применения.), ГДИС.

26.Факторы. Влияющие на коллекторские свойства карбонатных пород

Процессы образования вторичной пористости:

- растворение (выщелачивание) – осуществляется в кислой среде, при повышении рH в порах откладывается вторичный кальцит, образуются коллекторы порово-трещинного типа;

- перекристаллизация;

Изменение структуры пород, химический состав остается прежним. Она направлена в сторону укрупнения кристаллов, происходит уменьшение порового пространства. Наибольшей вторичной пустотностью обладают неравномерно перекристаллизованные породы. Неравномерность роста кристаллизации приводит к росту трещин.

- метосоматоз (доломитизация);

Одни минералы растворяются, на их месте появляются другие. Бывает диагенетическая ( протекает в нелитифицированном осадке, объем вещества не изменяется, порода нередко сохраняет первичные черты, пористость не изменяется) и катагенетическая доломитизация (протекает при взаимодействии на породу вод, обогащенных манием и углекислотой. При замещении молекул кальцита на молекулу доломита, происходит уменьшение объема, возникает вторичная пористость в виде каверн разного размера).

-Трещинноватость.

27.Нефтепроизводящие свиты: определение, назначение

СВИТА НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩАЯ— нефтематеринская свита, погрузившаяся в процессе геологической истории в главную зону нефтеобразования и частично реализовавшая свой нефте-материнский потенциал. Диагностическими признаками С.н. являются: до­статочно большая (обычно не менее 1,5—2 км) глубина (палеоглубина) погружения; достижение РОВ пород MK1—МК2 градаций катагенеза; заметно повышенное (по сравнению с этапом протокатагенеза) содержание автохтонного битумоида и нефтяных УВ в составе РОВ пород; широкое распространение паравтохтонных и аллохтонных битумоидов и нефтяных УВ в породах, свидетельствующее о начале активного протекания первично миграционных процессов; появление остаточных сингенетичных битумоидов в результате частично прошедших процессов эмиграции микронефти из РОВ материнских пород: снижение нефтематеринского потенциала РОВ.

Важными для диагностики С.н. являются признаки совершившейся активной генерации и первичной миграции микронефти и особенно показатели частично произошедшей эмиграции микронефти из материнских пород в пласты-коллекторы. Диагностировать эмиграцию микронефти наиболее надежно по направленным изменениям битумоида от центральной части слоя глинистых материнских пород к коллектору, в который происходит разгрузка нефтяных УВ. Вызванные эмиграцией изменения проявляются в уменьшении содержания битумоида и УВ в РОВ, а в составе битумоида — в снижении содержания УВ и в относительном накоплении асфальтово-смолистых веществ в соответствии с хроматографической моделью эмиграции. Проявление и нарастание эмиграционных потерь микронефти для определенного литологического типа материнских пород по тем же признакам можно фиксировать по осредненным кривым изменения количества и состава битумоидов с ростом глубины погружения материнских отложений.

С.н., которая при погружении прошла всю главную зону нефтеобразования и полностью реализовала свой нефтематеринский потенциал, следует называть нефтепроизводившей. Процессы образования и эмиграции микронефти в ней практически завершены. Нефтепроизводящие (нефтепроизводившие) отложения, исчерпавшие полностью свой нефтематеринский потенциал, обладают еще значительным потенциалом газообразования, который реализуется при погружении их в главную зону газообразования. Диагностическими признаками таких газопроизводящих (газопроизводивших) отложений являются: большая глубина (палеоглубина) погружения (обычно не менее 4 км); достижение РОВ пород градаций катагенеза МК4—АК1, значительно более низкое (по сравнению с зоной ГФН) содержание битумоида в РОВ пород, повышенное содержание в нем УВ вследствие перехода части асфальтово-смолистых компонентов в нерастворимое состояние; повышенное содержание метана в газовой фазе РОВ; значительное снижение (по сравнению с зоной ГФН) содержания водорода в нерастворимой части РОВ. Нефтепроизводящие отложения, прошедшие при своем погружении зоны ГФН и ГФГ, достигшие конца апокатагенеза не полностью исчерпавшие свой нефте- и газоматеринский потенциал, следует называть бывшими нефтегазоматеринскими свитами.

По современным представлениям общими характерными (диагностическими) особенностями потенциально нефтематеринских отложений являются: накопление их в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой; повышенное содержание в них ОВ, преимущественно сапропелевой или гумусово-сапропелевой природы; определенная степень превращения (метаморфизма) ОВ от позднебуроугольной. до ранне- и среднекаменноугольных стадий (ПК₃ – МК₄); повышенное содержание в составе рассеянного ОВ битумоидов и УВ нефтяного ряда; региональная приуроченность к рассматриваемому комплексу отложений битумопроявлений.

Потенциально нефтегазоматеринские отложения могут генерировать нефтяные УВ только при сочетании определенных геологических, геохимических и геофизических условий.

Примеры Западной Сибири: Баженовская, Тогурская свиты.