Насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях

Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содержат воду, нефть и газ. Сумма объемов пор, занятых нефтью V_н, газом V_г и водой V_в, равна общему объему порового пространства пород V_пор:

V_н + V_г + V_в = V_пор.

Отсюда следует:

V_н/V_пор + V_г/V_пор + V_в/V_пор = 1

где V_н/V_пор = к_н, V_г/V_пор = к_г, V_в/V_пор = к_в соответственно коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщения.

В водоносных коллекторах поровое пространство обычно полностью насыщено водой. Однако в отдельных геологических объектах наблюдается присутствие нефти, которое является следствием миграции нефти в расположенную поблизости ловушку, где сформировалась нефтяная залежь.

Рассмотрим пример нефтеносного гидрофильного коллектора. Поры насыщены нефтью и водой. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и воды в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения к_н к_в сумма которых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасыщения соответствует выражению:

к_н.пред = 1 – к_в.о

В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Частичная гидрофобность характерна для коллекторов с высокими пористостью и проницаемостью и низкой водонасыщенностью при незначительном содержании глинистого материала. Коэффициент нефтенасыщения таких коллекторов может достигать высоких значений, иногда к_н>95%.

Взаимное расположение нефти и воды в поровом пространстве нефтенасыщенных пород зависит от гидрофильности и гидрофобности. На рис. 2 показано размещение воды и нефти в отдельно взятой поре гидрофильных и гидрофобных пород.

Рисунок 2 - размещение воды и нефти в отдельно взятой поре гидрофильных и гидрофобных пород

При полном водонасыщении поры в смачиваемой породе вода занимает весь ее объем, лишь в центральной части может оставаться небольшое количество нефти (рис. 1.17,1, а). В поре гидрофобного коллектора, наоборот, между твердой фазой и водой, расположенной в ее центральной части, всегда остается тонкий слой нефти или битума (рис. 1.17, II, а).

Лабораторными методами величина к_н непосредственно не определяется. Находят прямым методом к_в.о или к_в на образце консервированного керна, а затем рассчитывают к_н по формулам:

в зоне предельного насыщения:

к_н = 1 – к_в.о

в зоне недонасыщения:

к_н = 1 – к_в

Аналогичным образом получают значение коэффициента газонасыщения к_г газоносных коллекторов:

в зоне предельного насыщения:

к_г = 1 – к_в.о

в зоне недонасыщения:

к_г = 1 – к_в

В практике подсчета запасов нефти и газа для определения параметров к_н и кг широко применяют методы ГИС, по данным которых также определяют вначале к_в (к_в.о), а затем рассчитывают к_н или к_г. В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения, учитывая, что

к_н + к_г + к_в = 1 [10].

Дата добавления: 2015-08-20