Коефіцієнт нафтогазонасичення гірських порід. Петрофізичні моделі та
чинники, які контролюють максимальну величину нафтогазонасичення.
Форми знаходження води в породах:
Хімічно-зв’язана є: кристалізаційна,конституційна.
Фізичнозвязана є: міцно зв’язана, рихло зв’язана, вільна вода.
При повному або частковому заповненні порового простору водою на границі між твердою і рідкою фазами виникає подвійний електричний шар – це особливий розподіл електричних зарядів на поверхні твердої фази. Такий шар може бути 3 типів:
Іонний – утворюється на поверхні за рахунок залишкових електричних сил
різних хімічних потенціалів, що виникають між твердою і рідкою фазами;
Адсорбційний – в результаті вибіркової адсорбції іонів електроліту поверхнею
твердої фази;
Орієнтаційний – утворюється з дипольних молекул води, які певним чином
орієнтуються навколо не скомпенсованих зарядів поверхні твердої фази.
Властивості зв’язаної води:
Майже не розчиняє солі електролітів;
Створює так званий ξ він змінюється від -35 до 35 мВ і обумовлений падінням
потенціалу твердої фази і збільшенням відстані у бік порового каналу. Міцно зв’язана вода має густину 1,2 – 2,0 г/см3.
Дослідженнями Є.А.Полякова встановлено, що при t до 100ºС частина міцно і рихло зв’язаної води , що не стикається, до 50% переходить у стан вільної води.
Цей факт слід враховувати при лабораторних дослідженнях залишкового водо насичення, інтерпретації даних ГДС і підрахунку запасів.
Лабораторні способи визначення коефіцієнта залишкового водонасичення:
Класичний – напівпроникної мембрани
Центрифугування – для різної пористості і проникності різний час і частота обертання.
Висушування
Кз.в.=
/
=
Капілярного всмоктування
В ГДС є прямий спосіб визначення вмісту зв’язаної води – це ядерно-магнітний
каротаж, в ньому визначається індекс вільного флюїду (ІВФ). Кз.в. = Кп – ІВФ.
Вміст води в гірських породах називається їх вологістю, а здатність порід утримувати в собі певну кількість води – вологоємністю. Присутність води, нафти та газу в порах гірських порід суттєво впливає електричні, нейтронні та інші фізичні властивості. Вода, що міститься в порах гірських порід, поділяється на вільну і зв'язану. Вільна рухома вода не піддається дії адсорбційних сил і здатна порівняно легко пересуватися в порах порід під дією гравітаційних сил або напору. Кристалізаційна та конституційна вода майже не впливає на фізичні властивості порід, за винятком нейтронних. Адсорбційна вода утримується на поверхні твердих частинок під впливом фізико-хімічних (адсорбційних) сил.
Породи, тверда фаза яких змочується водою, називаються гідрофільними, а якщо тверда фаза не змочується водою - гідрофобними. Тверда фаза осадочних порід складена в основному гідрофільними мінералами, що зумовлює поширення в природі переважно них колекторів нафти і газу. Загальний вміст води в поровому просторі порід оцінюється коефіцієнтом водонасичення Кв, що являє собою відношення об'єму насичених водою пор Vв до загального об’єму пор Vпор, тобто
Кв = Vв /V пор
і виражається в частках одиниці або в процентах.
Нафта або газ в основному заповнюють центральні частини породи, а між стінкою пори й нафтою чи газом міститься вільна та адсорбційна вода. У нафтогазонасиченому колекторі одна частина пор заповнена водою, а друга - нафтою чи газом. Відношення об'єму нафтогазонасичених пор Vнг до загального об'єму по Vпор називається коефіцієнтом нафтогазонасичення Кнг, тобто
Кнг = Vнг/ Vпор ,
і виражається в частках одиниці або в процентах.
Оскільки в нафтогазонасичених породах одна частина пор зайнята нафтою чи газом, а інша водою, то
Кнг+Кв=1.
У процесі добування нафта чи газ вилучаються з породи не повністю, а лише частково. У зв'язку з цим розрізняють коефіцієнти вилучуваного Кнгв і залишкового нафтогазонасичення Кнгз сума яких дорівнює Кнг:
Кнгв + Кнгз = Кнг
Нафтонасиченість визначає промислову цінність колектора. Для підрахунку запасів нафти або газу оцінюють ефективну нафтогазонасиченість hсф, що відповідає сумарній товщині проникних нафто- чи газонасичених прошарків продуктивного пласта.