Нафто-, газо- і водонасиченість порід
Всередині нафтонасичених і газонасичених пластів не весь об’єм пор заповнений нафтою або газом; частина його зайнята залишковою водою, яка при формуванні покладу не була витіснена внаслідок різних причин.
Вперше наявність зв’язаної води в нафтовій зоні газонафтоносних пластів було відмічено Н.Т. Ліндтропом і В.М. Ніколаєвим. Сучасні дослідження показують, що вміст зв’язаної води в нафтових покладах коливається від 6 до 40% і більше.
Зв’язана вода по своєму характеру неоднорідна: вона заповнює субкапілярні пори, знаходиться у вигляді кільцеподібних капель, оточуючих контактні точки зерен породи (“перпендикулярні кільця”), присутня у вигляді плівки на поверхні мінеральних зерен. Молекулярні сили утримують зв’язану воду в породі так міцно, що звичайними способами експлуатації вона не може бути видобута з пористого середовища.
Для визначення об’єму пор, які зайняті нафтою, необхідно знати кількість зв’язаної води, що є в пласті, тобто коефіцієнт водонасиченості.
Отримувати точні значення коефіцієнту водонасиченості по керну, відібраному при промивці свердловини глинистим розчином, надзвичайно важко, так як, вода з глинистого розчину попадає в керн і змінює значення об’єму первинного вмісту в ньому води.
Більш точне визначення вмісту зв’язаної води можливо в свердловинах, в яких розкриття продуктивною пласта і відбір керну проводились із застосуванням промивної рідини, приготовленої на нафтовій основі. Якщо подібні свердловини не бурились, то приблизна кількість зв’язаної води визначається непрямими методами (в тому числі і промислово–геофізичними). До числа непрямих методів відносяться:
1) визначення залежності між проникністю пласта і його
водонасиченістю;
2) визначення залежності між капілярним тиском і залишковою
водонасиченістю;
3) метод центрифугування;
4) визначення вмісту хлоридів в керні.
Найбільш простим для застосування є перший з цих методів.
Дослідженнями встановлено, що існує залежність між водонасиченістю продуктивних пластів і їх проникністю. З збільшенням проникності водонасиченість колекторів, заповнених нафтою, зменшується.
П.Джонсоном для визначення водонасиченості дрібнозернистих, середньозернистих, крупнозернистих пісковиків і вапняків було запропоновано користуватись усередненими кривими (рисунок 6.7). Але криві залежності між пористістю і складом зв’язаної води, складені по окремих родовищах бувшого СРСР С.Заксом (рисунок 6.8) і по родовищах нафти США М. Маскетом, показують, що криві П.Джонса дають лиш приблизні значення вмісту зв’язаної води. Ефективне використання залежності між проникністю пласта і вмістом в ньому зв’язаної води можливе тільки після вивчення її по фактичних даних для конкретного досліджуваного пласта.
Вміст нафти і газу в пласті визначається з допомогою коефіцієнтів нафто- і газонасичення:
де Vн – об’єм нафти, що міститься в порах взірця;
Vп – об’єм всіх пор взірця;
Vг – об’єм газу, що насичує пори взірця породи.
Безпосереднє визначення цих коефіцієнтів на даний час не проводяться оскільки відсутня методика і апаратура для відбору керну з збереженням пластових умов.
На практиці коефіцієнти газо- і нафтонасичення визначаються по коефіцієнтам водонасиченості виходячи із співвідношення:
Середнє значення коефіцієнта нафтонасичення дрібно- і середньонасичених пісковиків, обраховують по 20 покладах СНГ і складають 80-86%.
ЛЕКЦІЯ №7