Основные положения.

РАЗДЕЛ 6

Определение коэффициента нефтенасыщенности.

основные положения.

В пористой среде всегда содержится одна, две или три фазы. Если кроме воды присутствуют углеводородные компоненты в виде нефти и (или) газа, тогда это не что иное, как залежь этих полезных ископаемых. При определении коэффициента нефте- газонасыщенности методами ГИС и лабораторных исследований на самом деле определяется количество воды в пористой среде. Коэффициент нефте- или газонасыщенности рассчитывается как . Поэтому в дальнейшем будем рассматривать именно методы определения водонасыщенности пород.

В процессе проведения лабораторных исследований керна остаточная водонасыщенность определяется прямым и косвенным методами. Прямые определения проводятся на кусках керна выколотых из образцов, герметизированных сразу после подъёма на поверхность. Керн для таких исследований должен отбираться во время проходки скважины на безводных промывочных жидкостях. Считается, что исследования керна из таких скважин позволяет достоверно определить водонасыщенность в зоне однофазной фильтрации нефти (газа). Незначительные потери воды могут быть связаны с расширением пластовых жидкостей и газов по мере подъёма образцов на поверхность, а также испарения в процессе проведения лабораторных исследований.

Когда керн отбирается на глинистых буровых растворах фильтрат буровой жидкости оттесняет часть нефти. Некоторые исследователи пытались определить на таких образцах величину остаточной нефтенасыщенности и затем коэффициент вытеснения нефти водой . Надо отметить, что точность такого метода низкая, поскольку невозможно контролировать перепады давления промывочной жидкости при бурении, а значит и коэффициент остаточной нефтенасыщенности будет зависеть не только от свойств пористой среды и нефти, но и от условий воздействия.

Косвенные методы определения водонасыщенности пористой среды реализуются в лабораторных условиях и предполагают моделирование процесса капиллярного вытеснения воды в ходе формирования залежи нефти (газа). Для этого используют капилляриметры с полупроницаемой мембраной или центрифуги.

При определении нефтегазонасыщенности по данным ГИС основным методом является электрический или электромагнитный каротаж. Определение реализуется при наличии информации об удельном электрическом сопротивлении пласта, пластовой воды и петрофизической основы в виде зависимостей Рн(Кв) и Рп(Кп).

В связи с развитием 3D моделирования залежей нефти, когда характеристики пористой среды необходимо знать в каждой ячейке модели, для определения водонасыщенности используют кривые капиллярного давления, вид которых зависит от коллекторских свойств пород.