что такое порода коллектор

Породы-коллекторы

Коллектор — порода, которая как накапливает, так и пропускает флюиды, обладая и пористостью, и проницаемостью. Пористость породы — это незаполненное пространство, т. е. процент общего объема породы, не являющийся твердым веществом. Незаполненные (пустые) участки называются порами. Под землей поры заполнены флюидами, такими как вода, газ и нефть. Пористость породы означает ее способность накапливать флюиды. Есть несколько точных методов определения пористости породы, для этого используются буровой шлам, керны и каротаж.

В процессе бурения скважины обломки породы (буровой шлам) выносятся на поверхность вместе с буровым раствором. Через равные промежутки времени отбирают пробы бурового шлама, и геологи исследуют их под бинокулярный микроскопом для определения типа породы и обнаружений пор. Зачастую профессионал в состоянии оценить пористость породы с точностью до 1—2%.

Далее из скважины выбуривают керн — кусок породы цилиндрической формы, из него высверливают малую часть (образец) диаметром 1—1,5 дюйм. (2,5—4 см) и длиной 1—3 дюйм, (2,5—7,5 см). Образец высушивают для удаления флюидов. Для определения пористости используют порозиметр.

Точные измерения пористости пород могут быть проведены после бурения скважины и без взятия проб. Это, как правило, осуществляет специальная обслуживающая компания, которая проводит один из трех типов каротажа (нейтронный, плотностный или акустический).

Обычные характеристики пористости коллектора показаны в таблице 11.1. Природный газ легко сжимается, поэтому ему не требуется столько пространства, как нефти. Для глубоко залегающих газовых коллекторов требуется еще более низкая пористость вследствие высокого давления.

Измерить пористость породы довольно легко, и это можно сделать точно. Поэтому для принятия решения о продолжении бурения скважины используют показатель нижнего предела пористости. Для песчаника этот показатель равен 8—10%. Пористость известняков обычно меньше, чем песчаников, однако они бывают покрыты трещинами, которые образуют значительные пространства. Нижний предел пористости, характерный для известняков, составляет 3—5%. Эта величина может меняться в зависимости от глубины и экономической эффективности скважины.

Проницаемость является показателем легкости, с которой флюид может проходить через породу. Проницаемость измеряется в дарси (д) или миллидарси (мд), т. е. 0,001 д. Физический смысл дарси — это проницаемость, при которой 1 куб. см жидкости с вязкостью 1 сантипуаз просачивается за 1 с на расстояние 1 см на площади 1 кв. см при перепаде давления 1 атм. Чем выше проницаемость породы, тем легче жидкостям просачиваться сквозь нее.

Единственный способ количественно измерить проницаемость породы — выбурить керн в породе-коллекторе и взять пробу. Ее необходимо очистить от посторонних жидкостей. Для определения проницаемости породы используется прибор, называемый пермеаметром, принцип действия которого основан на измерении потока пропускаемого сквозь породу воздуха или азота.

Наиболее стандартные значения проницаемости приведены в таблице 11.2. Газ более текуч, чем нефть, поэтому для миграции ему достаточна меньшая проницаемость коллектора.

Показатели пористости и проницаемости одного и того же слоя осадочной породы взаимосвязаны: чем больше пористость, тем выше проницаемость (см. рис. 11.6). Проницаемость также зависит от размера частиц. Нефти и газу наиболее тяжело проходить через узкие соединения пор (поровые связки) (см. рис. 11.7), и чем они меньше, тем затруднительнее процесс миграции. При этом чем меньше размер частиц, тем меньше поровые связки. Поэтому грубозернистые породы, такие как песчаник, обычно имеют более широкие поровые связки и хорошо проницаемы. Пористые породы с мелкими частицами, например сланец или мел, обладают меньшими связками и малой или близкой к нулю проницаемостью.

Значительная часть пород-коллекторов представлена песчаниками и карбонатными породами, однако большая их часть не является коллекторами. Песчаник или карбонатная порода с низкой проницаемостью (или непроницаемая) называется плотной.

На месторождении Пойнт-Аргуэлло около побережья Южной Калифорнии (см. рис. 11.9) нефть добывается из Монтерейской формации, расположенной в антиклинали миоценового возраста. Монтерейская формация представляет собой чередующиеся слои трещиноватого кремня и сланца, залегающие на глубине 6000—8000 фут. (1800—2500 м) ниже уровня моря. Эффективная мощность пласта составляет около 700 фут. (200 м). Средняя пористость — 15%, проницаемость варьирует от 0,1 до 3000 мд в зависимости от трещин, без которых породы Монтерейской формации не были бы коллекторами. Суммарные запасы месторождения составляют 300 млн бар. (48 млн куб. м).

К востоку от Остина (штат Техас) под землей находятся несколько древних вулканов, из которых добывают нефть. Они извергались в меловом периоде, когда территория была покрыта водами Мексиканского залива. Лава растекалась по океаническому дну, образуя грибовидные залежи базальта, поверхность которого сильно потрескалась и подверглась эрозии под действием морской воды, что сделало данную породу пористой и проницаемой. Позднее вулканы были покрыты отложениями, и теперь они расположены на береговой равнине Техаса. Затем нефть мигрировала в выветрелый базальт, среди бурильщиков называемый серпентином. Было обнаружено уже 14 таких месторождений, например Лайтон-Спрингс (см. рис. 11.10).

Источник

Типы пород-коллекторов

Порода-коллектор – это горная порода, способная вмещать в свои поры флюиды и способная отдавать эти флюиды в процессе разработки, т.е. порода должна обладать емкостными и фильтрационными свойствами, иначе это наз-ся коллекторскими свойствами, и к ним относятся пористость и проницаемость.

Ø Породы-коллекторы могут иметь первичную и вторичную пористость:

Ø Первичная пористость обр-ся при формировании самой горной породы. Напр.: осадконакопление, обр-е магматических пород. Вторичная пористость обр-ся если на г.п. деуствуют какие-либо процессы или явления. Напр.: тектонические процессы, растворение пород, просадка (явление).

По коллекторским св-вам выделяют 4 группы пород-коллекторов. Классификация Дахнова: 1 Кварцевые; 2 Кварц-полишпатовые; 3 Карбонатные; 4 Эвапоритовые (гипс-ангидритовые)

Тип пустотного пространства, обусловленный происхождени­ем породы, определяет ее физические свойства, по­этому он положен в основу наиболее часто используемой клас­сификации пород-коллекторов (табл.1).

Ø По происхождению горные породы делят на три класса:

· маг­матические (изверженные), обр-шиеся в рез-те за­стывания и кристаллизации магматической массы;

· осадочные, явл-ся продуктами разрушения литосферы и жизнедея­тельности организмов;

· метаморфические, которые обр-сь из осадочных и магматических в результате их физ. и хим. изменений под действием высоких P, T и хим. воздействий.

Ø Все г.п. могут быть коллекторами нефти и газа. В осн., скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам, которые также в зависимости от происхождения под­разделяются на три группы: терригенные, состоящие из обло­мочного материала (пески, песчаники, алевролиты, глины, ар­гиллиты и др.); хемогенные, образовавшиеся из мин.в-в, выпавших из водных растворов в рез-те хим. и биохим. реакций или температурных изме­нений (каменная соль, гипсы, ангидриды, доломиты, некоторые известняки и другие); органогенные, сложенные из скелетных остатков животн. и растит. мира (мел, известняки и т. п.).

4.

Схема определения приведенного

Пластовое давление и температура

Пластовое давление – это Р, при котором нефть, газ вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания.

Природа и величина этого давления обусловлены тем, что продуктивная часть пласта связана или была связана ранее с выходом пласта на поверхность, через который проис­ходило его питание водой.

Разность уровней, часто значительная, между областью питания на поверхности и глубиной залегания продуктивной части пласта и определила наличие в поровом пространстве избыточного давления, называемого пластовым.

P_пл измеряют в скважинах с помощью скважинных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение P_пл принято проводить в точке, соответствую­щей середине продуктивного пласта.

P_пл и уровень жидкости измеряют в нера­ботающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом пере­распределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то P_пл можно рассчитать по ф: , где Н — высота столба жидкости в скважине.

Если в неработающей скважине имеется избыточное давле­ние на устье, то его учитывают при расчете пластового давления по ф: ,р_у — устьевое давление.

В связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхно­сти с глубиной возрастает и температура пластов.

Для характеристики пластовой температуры пользуются понятием геометрическая ступень и геом.градиент.

Геом.ступень – это увеличение T в земной коре по вертикали на каждые 33 м (увеличив.на 1 С)

Геометрический градиент – величина, на которую возрастает температура с увеличением глубины на каждые 100 м. Для различных районов в зависимости от теплофизических свойств пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции подземных вод он может изменяться от 1 до 12 К на 100 м. Наиболее часто встречающееся его значение 3 К на 100 м.

По известному геотермическому градиенту можно рассчитать пластовую температуру, которую можно ожидать на данной глубине , где — температура нейтрального слоя; Г — геотермический градиент; Н — глубина, на которой определяется температура, h₀ — глубина нейтрального слоя. Под нейтральным слоем, под­разумевают слой земли, ниже которого не сказываются сезон­ные колебания температуры. Для большинства районов страны он находится на глубине 3—5 м. Температура в этом слое мо­жет быть принята равной среднегодовой температуре воздуха в данном районе.

Пластовые давление и температура несут информацию об энергетическом состоянии залежи. От них зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов, фазовое состояние углеводородов в залежи.

Источник

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

Рис.3.4. Виды коллекторов:а,б,в,г– поровые коллекторы –а– высокопористый, образованный хорошо отсортированными частицами, б– плохо отсорированная низкопористая порода, в– хорошо отсортированная высокопористая порода сложенная проницаемыми частицами (в1-поры сообщающиеся, в2 – поры закрытые), г– хорошо отсортированнаясцементированная порода, д–каверновые поры, е– трещинные поры.. (по ttp://www.gubkin.ru/faculty/magister_training/magistrantu/posobia/UCH2/Glava4.htm)

Различают несколько видов пустотного пространства. Это поры, каверны и трещины.

Поры— пространство между отдельными зернами, слагающими горную породу (рисунки.3.4. и 3.5.).

Рис. 3.5. Движение флюидов по порам в песчанике (по http://www.neftelib.ru/neft-book/004/10/index.shtml)

Каверны— сравнительно крупные пустотные пространства, образовавшиеся в результате действия процессов выщелачивания (рис.3.6). Они развиваются в участках сгущения трещин. При этом растворяется небольшой участок породы – каверна. Каверны могут быть частично заполнены (рис.3.6. и 3.7.).

Рис.3.6. Каверны прорисованы. Видны эффективные трещины. Каверны показаны наклонными линиями.

Рис. 3.7. Доломит замещения. Первичный доломит серый, доломит второй генерации белый, он частично заполняет первичные каверны. Видны эффективные трещины. Каверны – черные.

Рис. 3.8. Эффективные трещины в верхнедевонских кремнеаргиллитах с линзами известняков.

На рисунках показаны способы изучения трещин в образцах произвольной формы (рис. 3.8, фото автора) и пропитанных люминофором, который светится в ультрафиолете (рис. 3.9 на фото – светлые полости).

По размерам все пустоты или поры делятся на сверхкапиллярные (> 0,5 мм), капиллярные (0,5-0,0002 мм), субкапиллярные ( 0,0002 мм.

Субкапиллярные каналы, как наиболее крупные, пропускают нефть, воду и газ, капиллярные каналы пропускают флюиды при участии капиллярных сил, субкапиллярные для флюидов практически непроницаемы (например, глинистые сланцы).

По генезису поры делятся на первичные, сформированные при осадконакоплении, например, в песчаниках, либо вторичные, развитые в зонах дробления, растворения, проявления вторичных процессов, таких как доломитизация, окремнение и выщелачивание.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяется на три типа: гранулярные(только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

1. гранулярные песчано-алевритовые породы, обладающие межгранулярной (межзерновой) пористостью и проницаемостью, а также известняки и доломиты с межоолитовой пористостью;

2. трещинные, приуроченные к породам с разным литологическим составом – известнякам, доломитам, сцементированным песчаникам, глинистым сланцам, а также к кристаллическим породам;

3. кавернозные, обычно связанные с карбонатными породами, а иногда с песчаниками.

Приведем краткое описание пород, в которых могут быть развиты породы-коллекторы:

Пески и песчаники состоят из обломков минералов и горных пород размером от 1 мм до 0,1 мм. По размеру зерен они подразделяются на крупнозернистые (1-0,1 мм); среднезернистые (0,5-0,25 мм) и мелкозернистые (0,25-0,1 мм). В зависимости от состава минеральных зерен различают мономинеральные и полимиктовые пески и песчаники.

Другая разновидность – оолитовые известняки, образующиеся в зоне подвижных морских вод при осаждении кальцита и растворов вокруг центра кристаллизации (пузырьков воздуха, пылинок и др.).

Доломит – порода, состоящая на 90% из минерала (CaMg(CO₃)₂). Для доломита характерна примесь кальцита, гипса, магнезита, кремнезема, окислов железа и других веществ, выпадающих из растворов при образовании осадков или диагенеза. По внешнему виду доломиты похожи на известняки, но почти не вступают в реакцию с холодной соляной кислотой. Окраска доломита в основном светло-желтоватых, красноватых и зеленоватых оттенков. Характерны высокая пористость, трещиноватость и кавернозность, часто за счет выщелачивания раковин.

Дата добавления: 2015-01-29 ; просмотров: 158 ; Нарушение авторских прав

Источник

Документы

Глава V ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

§ 1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Породы коллекторы и неколлекторы. Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии — изучение внутреннего строения залежи нефти или газа. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров — пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Понятие внутренних геологических границ и их виды. Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи — проведение необходимых внутренних геологических границ. Проведение границ означает разделение пространства залежи на области, в отношении которых делается допущение, что внутри них значения признаков известны для любой точки. В результате пространство становится полноопределенным.

По процедуре выделения внутренних геологических границ различают границы естественные и условные.

Естественные границы фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород — это поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов с разными емкостнофильтрационными свойствами, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктивные, связанные с разрывными нарушениями, и др.

Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу свойств, определяющих технологические показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принадлежащим разным недропользователям и другим, которые не приурочиваются к каким-либо естественным границам.

Простые и сложные геологические тела. Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы.

Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называют простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, — сложными. Тело, среди границ которого имеются и условные, называется условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его простые и условные тела выступают как элементы системы.

Таким образом, залежь нефти или газа в природном виде в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными, так и условными и произвольными границами.

§ 2. РАСЧЛЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в 74 конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.

Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.

Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности.

Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы — про наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж.

Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротажную кривую.

Коллекторы в карбонатном разрезе (известняки и доломиты) имеют различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофизическим материалам весьма сложно.

Петрофизические свойства микрокавернового («порового») карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования.

Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации:

электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное использование данных радиометрии и акустического каротажа и др.

Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.

На рис. 24 приведены типичные кривые различных геофизических методов, позволяющих выделять интервалы пород-коллекторов в разрезах скважин. Эти методы следующие:

1 — метод сопротивлений — по расхождению кривых кажущихся сопротивлений р_к зондов малого и большого размера;

2 — метод микрозондов (М3) — по положительному приращению микропотенциал-зонда (МП3) над микроградиент-зондом (МГ3): Ар_к.мз = Рк.мз + Рк.мгз;

3 — метод потенциалов собственной поляризации (СП) — по отрицательной аномалии АУ_СП;

4 — метод естественного гамма-излучения (ГМ) — по низким значениям 1_Y;

8 9 10 11 12 13 14 15

Рис. 24. Характеристика коллекторов по данным различных геофизических методов исследования скважин (по В.Н. Дахнову).

понижением значений I и Ат_п с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости;

уменьшением dj. из-за образования глинистой корки. Определение литологического состава пород-неколлекто-ров по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках.

Глины обычно характеризуются:

положительными аномалиями AU_cn (кривая занимает крайнее правое положение);

сопротивлению промывочной жидкости (глинистого раствора рр): р_к мгз = р_к мпз = рр (кривые почти сливаются); высокими значениями I_Y ;

низкими показаниями I_n, _Y и I_n ; максимальными значениями Ат_п ; увеличением d^. по сравнению с d^ ростом геотермического градиента Г.

Карбонатные породы (известняки и доломиты) характеризуются:

широким диапазоном изменения р_к в зависимости от типа и значения пористости, характера насыщения; нефтегазонасыщенные породы имеют более высокие значения р_к, чем водонасыщенные;

отрицательными амплитудами А^^ уменьшающимися при увеличении глинистости;

широким диапазоном изменения I_n, _Y и I_n в зависимости от пористости, плотности пород и характера их насыщения;

низкими значениями Ат_п, увеличивающимися при повышении глинистости;

зависимостью величины d_t. от структуры пустотного пространства: в плотных разностях d^. = d_w в карстовых полостях dj. >> d_m в карбонатных породах с трещинным пустотным пространством возможно d_c > d_w в породах с межзер-новой пористостью d_c т о, (V.3)

где а — некоторая постоянная; m — так называемый структурный коэффициент, характеризующий структуру порового пространства. Величина а чаще всего принимается равной 1, а значение m колеблется от 1,3 (для песков) до 2,4 (для песчаников).

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 — 25 %.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия (см. § 7 настоящей главы).

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13—15 %, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1—2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности К_к равен отношению объема каверн V_K к видимому объему образца У_о6р.

Если порода целиком кавернозна, то

где V_ыин — объем минеральной части породы.

Выразив объемы У_мин и У»_о6р через плотности соответственно минеральной части породы р_мин и всего образца р_о6р, получим

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин: Т = S/V; П = I/F, где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; I — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин

где A n — число трещин, пересекающих линию длиной A L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин — 1/м.

Трещинная емкость К_т по данным исследования шлифа под микроскопом равна

где b — раскрытость трещин в шлифе; I — суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.

Исследованиями Е.М. Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 — 50 мкм и микротрещины шириной до 40 — 50 мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Методика обработки результатов наблюдений описана в пособиях по физике пласта.

Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа. В этом случае

где р₁ — удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удельным сопротивлением Рф₁; р₂ — то же, при заполнении трещин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением Рф₂.

Микротрещиноватость изучают на образцах — на больших шлифах с площадью до 2000 мм 2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 —2 %.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наи-

Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями)

Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки)

Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты)

Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы)

Гранулярные коллекторы, сцемен

тированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы)

более широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко. В карбонатных отложениях они характерны, например, для всей залежи в верхнемеловых карбонатных отложениях месторождения Хаян-Корт в Грозненском нефтяном районе. Они часто встречаются в объеме крупных залежей в карбонатных коллекторах, в зонах с наибольшей плотностью пород и обеспечивают гидродинамическую связь всех участков залежи между собой.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.

В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности К_н (газонасыщенности К_г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности К_в коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда К_н, К_г, К, выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора

для газонасыщенного коллектора

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть

При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газонасыщенности.

Однако и прямое (по образцам нефтегазонасыщенных пород), и косвенное (по геофизическим данным) определение этих коэффициентов не дает надежных результатов. По керну нефтегазоносность не может быть определена потому, что при выбуривании образца часть нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости; при подъеме образца на поверхность вследствие снижения давления в нем от пластового до атмосферного происходит увеличение об ъ-ема нефти и газа, и они вытекают из образца; кроме того, при снижении давления из нефти выделяется растворенный в ней газ, который также вытесняет некоторую часть нефти.

значение коэффициента водонасыщенности пород в меньшей степени подвержено влиянию внешних факторов, и при соблюдении определенных условий отбора образцов и проведения опытов оно устанавливается с удовлетворительной точностью. Поэтому значения коэффициентов нефтега-зонасыщенности обычно находят, определив содержание остаточной воды, из соотношений (V.7) и (V.8):

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее надежно определен, если керн выбуривается при использовании промывочной жидкости, не проникающей в пласт, например, приготовленной на известково-битумной или нефтяной основе.

Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.

По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасы-щенности определяют через величину Р_н, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

где р_н._п — удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; р_вп — удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения существует зависимость

где п — показатель, зависящий от литологической характеристики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазоне 1,73 — 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

Определив из (IV. 12) значение К_в, по (IV. 18) и (IV. 19) находят значения К_н и К_г.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.

Рис. 26. Зависимость отно- k’_nXi, 0 /o сительных проницаемостей к пористой среды для

нефти (1) и воды (2) от водонасыщенности к, пустотного пространства (по Ф.И. Котяхову)

Фазовой называется проницаемость к_пр._ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физикохимических свойств.

Относительной проницаемостью к_{пр о} породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами.

В качестве примеров на рис. 26 и 27 показаны графики зависимости от водонасыщенности пористой среды относительных проницаемостей соответственно при совместном движении для нефти и воды, а также для газа и воды.

Из приведенных зависимостей видно, что в принципе с ростом обводненности пластов фазовая (и соответственно относительная проницаемость) нефти и газа снижается. Но по каждой залежи это происходит по-своему и поэтому требует индивидуального изучения.

Анализ таких графиков позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины,

Рис. 27. Зависимость относительных проницаемостей к_пр пористой среды для жидкости (1) и газа (2) от водонасыщенности к, пустотного пространства в песчаниках (а) и пористых известняках и доломитах (•) (по Ш.К. Гиматудинову)

что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа.

Из изложенного видно, что проницаемость пород можно определить путем исследования их образцов.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость реальных продуктивных пластов определяют также по результатам гидродинамических исследований скважин (см. главу XIII настоящего учебника). Надежных методов определения проницаемости по данным геофизических исследований скважин пока нет.

§ 6. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Как было отмечено в настоящей главе, терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного вида — микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильтрации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство которых представлено в основном микрокавернами, соизмеримыми по размерам с породами. В.Д. Викториным показано, что при поровом типе терригенных коллекторов и микрока-верновом карбонатных также имеются существенные различия между ними, влияющие на условия разработки залежей нефти и газа в этих породах.

1. Прежде всего, различны условия залегания пород-коллекторов — если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров, то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллекторов. Соответственно к первым обычно приурочены залежи пластового типа, ко вторым — в зависимости от степени трещиноватости пород — залежи массивного, массивно-пластового и пластового типов. Это предопределяет применение весьма различных систем разработки залежей.

2. Поровые терригенные и карбонатные коллекторы различаются по структуре пустотного пространства.

В терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллекторах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн, составляющих основную емкость коллектора. Поэтому при равной величине пустот-ности терригенных и карбонатных коллекторов карбонатные обычно имеют меньшую естественную проницаемость.

3. В связи с разной структурой пустотного пространства микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. От удельной поверхности пустотного пространства породы, которая может достигать огромных размеров, зависят содержание остаточной воды, нефтегазонасыщенность, адсорбционная способность породы и другие свойства. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем терригенных; лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы. Из изложенного ясно, что коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов.

4. Во многих карбонатных толщах присутствуют одновременно продуктивные коллекторы с разными видами пустот-ности и с большим диапазоном проницаемости, вплоть до очень низкой (менее 0,001 мкм 2 ). В связи с этим карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные, обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам. В результате даже монолитные карбонатные толщи представляют собой сложные объекты разработки. Это делает процессы вытеснения из карбонатных коллекторов нефти и газа водой и вытеснения нефти другими агентами более сложными.

5. Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени, чем терригенные, подвержены трещиноватости. Макротрещины имеют преимущественно вертикальную или наклонную к слоистости ориентировку, а их раскрытость определяется превышением пластового давления над боковым горным. Боковое горное давление даже для одной залежи меняется в широких пределах (от 0,05 до 0,75 вертикального горного давления), т.е. так же, как и все физические свойства карбонатного коллектора, характеризуется неоднородностью. Раскрытость трещин часто меняется по высоте и длине, вследствие чего в сумме они создают относительно невысокую проницаемость. Однако и при этом трещины могут являться основными каналами для перемещения нефти и газа и обеспечивать гидродинамическую связь различных частей резервуара и даже его единство в целом.

Терригенным же пластам обычно свойственна разобщенность различных их частей непроницаемыми и по толщине, и по простиранию породами.

6. В терригенных коллекторах макротрещиноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей.

В карбонатных коллекторах трещиноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллекторах с нефте (газо) насыщенной, но малопроницаемой матрицей, и в коллекторах с высокопроницаемой матрицей (в последнем случае она играет все же подчиненную роль).

7. При вскрытии бурящейся скважиной продуктивного пласта в условиях создания репрессии в скважине проницаемость всех коллекторов — и терригенных, и карбонатных — значительно ухудшается по сравнению с естественной. В терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по 96 очистке прискважинной зоны, это в значительной мере остается необратимым. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, в процессе которых происходит растворение карбонатных пород в соляной кислоте, позволяет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг скважины. Особенно глубоко кислота внедряется в пласт по трещинам, что резко увеличивает трещиноватость и трещинную проницаемость. В результате этого при высокой нефте-газоносности пород создаются условия для промышленной разработки залежей в карбонатных пластах при таких низких природных значениях проницаемости, при которых терригенные коллекторы могут считаться непродуктивными.

§ 7. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей — важнейшая задача промысловой геологии. Предложено несколько подходов к оценке неоднородности, предусматривающих различную степень детализации структуры залежи. Один из них — с выделением пяти видов неоднородности — принадлежит Л.Ф. Дементьеву и подробно им описан. Не имея возможности представить все взгляды на геологическую неоднородность и учитывая объективную необходимость постоянного развития методов ее изучения, в том числе и компьютерных, излагаем основные отправные промысловогеологические представления о неоднородности продуктивных пластов.

Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр — на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности — макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекто-ров.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов — обычно в разном количестве на различных участках залежей — вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 28) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 29), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,

Рис. 28. Отображение макронеоднородности на фрагменте геологического разреза горизонта XIII месторождения Узень.

Кровля и подошва: 1 — пласта, 2 — прослоя; 3 — коллектор; 4 — неколлек-тор; а — в — индексы пластов-коллекторов

где n — число прослоев коллекторов в i-й скважине; N — число скважин;

коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,

Рис. 29. Фрагмент карты распространения коллекторов одного из пластов горизонта:

нагнетательных, Д — добывающих; 2 — границы распространения коллекторов; 3 — границы зон слияния; участки: 4 — распространения

коллекторов, 6 — слияния

пласта с вышележащим пластом, 7 — слияния пласта с нижележащим пластом.

где Л_эф — эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин;

коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев),

где Fc — суммарная площадь участков слияния; F_K — площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания,

где F_K — суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта (прослоя);

коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта

где Ь_кол — суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П — периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

где К_спл, К_пл, К_л — соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F — суммарная площадь зон распространения коллекторов; F^ — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; F_M — площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие; F_л — площадь линз, не испытывающих воздействия;

Кспл + Кпл + Кл = 1. (V.24)

На рис. 20 стрелками показаны направления воздействия вытесняющего агента на зоны коллекторов с разными условиями залегания.

Комплекс названных коэффициентов дает достаточно представительную картину макронеоднородности.

Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характеристики. Так, используются дисперсия о 2 статистической совокупности с качественным признаком, с помощью которой оценивается пространственная выдержанность пластов:

где ю = N_i/N; N_i — число скважин, вскрывающих коллектор; N — общее число пробуренных скважин.

В табл. 2 приведены вычисленные В.А. Бадьяновым значения для пластов горизонта Д₁ по двум площадям Ромашкинского месторождения.

Для характеристики макронеоднородности горизонта Д₁ в целом в пределах площади вычисляется

Для приведенных в табл. 2 площадей ос_р соответственно равны 0,17 и 0,19. Следовательно, макронеоднородность горизонта Д₁ на Миннибаевской площади несколько больше, чем на Альметьевской.

Во ВНИИнефти предложен ряд коэффициентов макронеоднородности по площади и по объему, производных от о 2 или ю и К_св.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

выявлять участки повышенной толщины коллекторов,

Оценка выдержанности пластов горизонта по площади

Источник