НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания со­держат воду, нефть и газ. В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в от­дельных геологических объектах наблюдается присутствие оста­точной нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась неф­тяная залежь. В нефтеносном гидрофильном коллекторе поры насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерно­вые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостыо больше 1 мкм; иногда возможно присутствие нефти в бо­лее мелких порах, кавернах и трещинах меньшей раскрытое™. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения — k«, k_B, сумма кото­рых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного на­сыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения k_H соответствует выражению: k_н.пред=1—k_B.₀.

В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных ком­понентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Коэффициент нефтенасыщения частично гидро­фобного коллектора при прочих равных условиях выше коэффи­циента нефтенасыщения того же коллектора при полной его гидрофильное™, в частности, в зоне предельного нефтенасыще­ния k_н.пред >1— k_B.₀, где k_B.₀ соответствует полностью гидрофиль­ному коллектору. Нефть в гидрофобном коллекторе не только занимает капиллярные поры, но и может находиться в субка­пиллярах.

Частичная гидрофобность характерна для коллекторов с вы­сокими пористостью и проницаемостью и низкой водонасыщенностью при незначительном содержании глинистого материа­ла. Такие коллекторы имеют k_н>95%. Коэффициент нефтенасыщения крупных каверн и трещин большой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения принимают равным единице.

Лабораторными методами величина k_н непосредственно не определяется. Находят прямым методом k_B._Q или k_B на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных методов на экстрагированном образ­це величину k_B._Q, а затем рассчитывают k_н по формулам: в зоне предельного насыщения

Аналогичным образом получают значение коэффициента га­зонасыщения k_r газоносных коллекторов, определяя в лабора­тории одним из рассмотренных способов k_B.₀ или k_B (прямым ме­тодом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения

Газоносный коллектор также может быть частично гидрофоб­ным. Наиболее вероятна частичная гидрофобность газоносного коллектора в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью и пористостью и очень высоким значением k_г>0,95; б) коллектор содержит битум на поверхности твердой фазы.

В практике подсчета запасов нефти и газа для определения параметров к_П и k_Г широко применяют методы ГИС, по дан­ным которых также определяют вначале k_B(k_B.₀), а затем рас­считывают k_н или k_г по формулам (4.16) — (4.19).

В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что k_н+k+k_B= 1. Эта задача решается одним из следующих способов:

а) на образцах консервированного керна, извлеченного при
бурении скважины на РНО, определяют содержание в порах
нефти и воды, а коэффициент газонасыщения рассчитывают по
формуле k_Г=1—k_н—k_B;

б) в разрезах скважин находят параметры k_B и k_T по комп­
лексу методов электро- и радиометрии ГИС, а затем рассчи­
тывают: k_н =1—k_Г—k_B.

5. ПЛОТНОСТЬ

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ, ОСНОВНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ

Плотность — это свойство вещества, определяющее его мас­су, содержащуюся в единице объема:

δ = m/V, (5.1)

где т — масса, V — объем.

Размерность плотности в СИ кг/м³ или в дольных едини­цах— г/см³.

Плотность твердых химических элементов и минералов изме­няется от 0,5-10³ кг/м³ (литий) до 22,5-10³ кг/м³ (осмий и ири­дий). Плотность горных пород, слагающих земную кору, (1,6-4--т-3,5)-10³ кг/м³; средняя плотность Земли 5,52-10³ кг/м³ [б].

Порода объемом V может состоять из твердой фазы объ­емом Vtb и пор объемом V_n. В свою очередь твердая фаза мо­жет слагаться из различных породообразующих минералов, а поры могут быть заполнены пластовой водой V_B, нефтью V_H и газом V_r. Плотность такой породы в наиболее общем виде мож­но представить как

где δ_тв, δ_в, δ_н и δ_г — плотность соответственно твердой фазы, воды, нефти и газа; k_B, k_n и k_v — соответственно коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности породы.

Плотность твердой фазы δ_тв — средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов:

где δ_мi и V_мi — плотность и объем i-го минерала.

Как видно из уравнения (5.2), плотность горных пород су­щественно зависит от коэффициента общей пористости. Выше было показано, что для большинства магматических и значи­тельной части метаморфических пород с первичной пористостью характерна весьма небольшая величина их пористости (от 0 до 2—5%). Для таких пород величина плотности будет определяться главным образом плотностью минерального со­става.

Из уравнения (5.2) следует, что при k„-^-0 бп^бтв.

Для первичных осадков, осадочных пород, части эффузивных и вулканических пород с первичной пористостью и пород из ко­ры выветривания древнего фундамента значения k„ изменяются в весьма широких пределах. Это приводит к широкому диапа­зону изменения плотности этих пород и влиянию на нее вида насыщающего флюида.