НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

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 нефтенасыщенностиК_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_в выражают в процентах от объема от­крытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотно­шениями:

для нефтенасыщенного коллектора

К_н + К_в = 1;

для газонасыщенного коллектора

К_г + К_в = 1;

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 объ­ема 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 нефтегазонасыщенности обычно находят, определив содержание ос­таточной воды, из соотношений (V.7) и (V.8):

(V.10)

(V.11)

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее наделено 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 нефтегазонасыщенности определяют через величину Р_н, называемую пара­метром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

- удельное электрическое сопротивление продуктив­ного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; — 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

(V.12)

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 (IV19) нахо­дят значения К_н и К_г.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Валено 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.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (К_в < 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытесне­ния нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в по­движном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.

В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вслед­ствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти осо­бенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

В зависимости от условий формирования залежей, харак­теристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 — 50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 — 50 %.

Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи и ре­шения других задач нефтегазопромысловой геологии необхо­димо знать значения эффективной и динамической пористо­сти пород, связанные с значениями водо- и нефтенасыщенности.

Эффективная пористость — это доля пор, занятая нефтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом коэффициента остаточной водонасыщенности. Ди­намическая пористость — это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ из­влекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит некоторую оста­точную нефтенасыщенность К_о.н (или газонасыщенность К_о.г).

Таким образом:

(V.13)

(V.14)