Водонефтегазоносность продуктивных коллекторов.

До формирования нефтяных и газовых залежей в пластах находится вода. Нефть и газ при миграции вытесняли воду из пласта НО много замещения воды не происходило, часть ее оставалась в порах. Эту воду наз-ют остаточной водой, погребенной, либо реликтовой водой.

Содержание остаточной воды колеблется от 0 до 72 %, в ср. изменяясь от 6-8 % до 24 %. Эта вода находится в пластах в виде пленки на гидрофильной пов-ти пор в виде отдельных капель в виде столбиков в узких порах, где прочно удерживаются кап-ми и адсорбц-ми силами.

Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та:

1. нефтенасыщенности

2. водонасыщенности

3. газонасыщенности

Коэф-том нефтенасыщенности наз-ся отношение V_н к V_пор или н. в ед V_пор

до 70...90 %

Аналогично определяется коэф-нт водонасыщенности

до 35...95 %

Коэф-нт газонасыщенности – это отношение V_г при пл. усл. к V_пор , или содержание V_г в ед V_пор

до 72 %

Определение нгв насыщенности

Различают прямые и косвенные методы:

Прямые :

- метод экстрагирования породы с исп-ия аппаратов Дина и Старка, Закса

- метод отгонки паров жидкости путем увеличения температуры до 500 – 600⁰ С с последующим улавливанием и конденсацией паров воды и фракций нефти.

Косвенные:

- метод центрифуг-ия или центробежный

- метод капиллярного движения давления полупроницаемых мембран

- хлоридный метод

- метод электропроводности

- геофизический метод

Эти коэф-ты НГВ насыщенности предназначены для оценки запасов нефти и газа

геол-ие запасы в пор-ой среде

Q _г.з. = В · h · m · S_н

пустотное пространство

При оценке качества разр-ки мест-ий , в частное для опр-ия текущего и конечного коэф-та нефтеотдачи

η = , где S_Ho – коэф-нт начальной нефтенасыщенности

S_Hoс – коэф-нт остаточной нефтенасыщенности

5. Механические св-ва г.П.

1. упругость г.п.

2. прочность на сжатие и разрыв

3. пластичность г.п.

Упругие св-ва г.п.: на состояние пласта, режим его работы, существенной влияние могут оказывать упргость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н. и В. в пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствии того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругость ж-тей и г.п. не значительна, однако при больших значениях водонапорных систем и больших Р_пл в результате расширения ж-тей и уменьшения V_пор из пласта в скважины вытесняется достаточно большое кол-во нефти.

Поэтому при проектировании и разр-ки Н. пластов приходится учитывать энергию, возникающую за счет появления упругих свойств пласта и насыщающих пласт флюидов.

Упругую эн. г.п. принято хар-ть коэф-ми сжимаемости. Различают три коэф-та сжимаемости пород:

Лекция № 7

1. коэф-нт сжимаемости пласта (образца), который определяется опытным путем с последующим расчетом по формуле:

(1)

β₀ - коэф-нт сжимаемости образца, β₀ → Па^-1

V₀ – начальный объем пл. образца, м³

∆V₀ – изменение объема г.п. при изменении давления ∆Р

« - » условный знак, следовательно что речь идет об условной сжимаемости.

2. коэф-нт сжимаемости пор, который определяется по формуле:

(2)

β_n - коэф-нт сжимаемости пор образца породы

V_n – начальный объем порового пространства

∆V_n – изменение объема пор при изменении давления ∆Р на единицу

3. коэф-нт сжимаемости поровой среды:

(3)

Из трех приведенных коэф-ов наиболее значащее получил β_с , который хар-ет уменьшение объема порового пространства в ед. объема породы при изменении давления ∆Р → 0,1 МПа

Пределы изменения указанных коэф-ов сжимаемости.

Коэф-нт сжимаемости Па-1	Пределы изменения
β0	0,3...2 · 10-6
βn	1,5...7 · 10-6
βс	0,2...9 · 10-6

Решая уравнения (2) и (3) относительно ∆Р получаем следующую связь между β_с и β_n :

β_с = m · β_n (4)

В нефтепромысловой практике очень часто используют коэф-нт упругоемкости пласта:

β^* = m · β_ж + β_с (5)

β^* - коэф-нт упругоемкости пласта, Па^-1

m – коэф-нт пористости

β_ж – коэф-нт сжимаемости жидкости, Па^-1

В пластовых условиях коллекторские свойства пород в следствии их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности, например, при давлении 15 МПа пористость песчаника уменьшается на 20%, плотных аргиллитов на 6%, а коэф-ты проницаемости для различных пород от 10 до 40 %.