Раздел 6

определение коэффициента нефтенасыщенности.

6.1. 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.

6.2. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности по керну.

При определении Ков косвенными методами капиллярометрии или центрифугирования необходимо добиться достижения неснижаемой водонасыщенности. В капилляриметрах, при вытеснении воды газом достаточно поднять давление до 0,8-1,2 МПа. В этом случае неснижаемая водонасыщенность соответствует остаточной. При этом необходимо помнить, что для разных геологических условий необходимо устанавливать оптимальное давление экспериментальным путём. Для условий Волго-Уральской провинции (Пермская обл., Удмуртия, Башкирия, Татария) достаточно поднять давление в капилляриметрах до 0,1-0,3 МПа, чтобы получить неснижаемую величину водонасыщенности. Контроль осуществляется по результатам прямых измерений водонасыщенности пород по керну, отобранному на буровом растворе с углеводородной основой.

При исследовании пористых сред методом центрифугирования следует использовать центрифуги, позволяющие развивать скорости вращения ротора до 20 тыс.об/мин. Для контроля динамики вытеснения воды используются специальные центрифуги, оснащенные стробоскопом. Для коллекторов проницаемостью более 0,1 мкм² достаточно развивать скорость вращения до 6 тыс.об/мин. Во всех случаях кроме скорости вращения необходимо определять еще и время вращения образцов.

При получении кривых капиллярного давления методом центрифугирования одной из проблем является расчёт давления, развиваемого при вращении образца. В учебниках об этом не пишется или в лучшем случае упоминается, что существует несколько формул расчета капиллярного давления при центрифугировании. Но большая часть из них дает завышенные значения расчётного давления, поскольку не учитывает смещение центра масс при вытеснении воды из вращающегося образца.

Если учесть перемещение менисков в капиллярах, тогда формула для расчёта давления, развиваемого при центрифугировании, примет вид

но при этом все равно измерения не будут соответствовать капиллярометрии. Полного соответствия результатов центрифугирования стандартной капиллярометрии можно добиться, если представить пористую среду пучком капилляров переменного сечения

Кривые капиллярного давления методом полупроницаемой мембраны (сплошные линии) и центрифугирования (знаки)