Выполнение этих двух условий позволяет получать весьма надежную информацию о насыщенности породы-коллектора флюидами в любой точке продуктивного пласта.

В процессе разработки месторождений в зависимости от режима разработки, применяемой технологии или методов воздействия нефть или газ вытесняются к добывающим скважинам. В результате в норовом пространстве соотношение воды, нефти и газа изменяется. Причем выделяется остаточная нефтенасыщенность, характеризующая эффективность используемого процесса извлечения нефти

Нефтегазоводонасыщенность коллекторов и методы ее определения

Лекция № 22

Все породы-коллекторы нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений изначально содержат так называемую остаточную воду (S_в.ост) т.е. воду, которая насыщала породу-ловушки до образования залежи нефти или газа и которая осталась в породе, удерживаемая капиллярными силами. Количество этой (остаточной) воды определяется структурными особенностями породы-коллектора (распределением пор по размеру, характеристикой смачиваемости и др.).

Количество остаточной воды в продуктивном пласте изменяется по высоте залежи соответственно капиллярной кривой или функции Леверетта. Это означает, что над водонефтяным контактом (ВНК) в зависимости от проницаемости S_в.ост изменяется от значений близких к единице до некоторой предельной неснижаемой водонасыщенности, т.е. водонасыщенности, при которой фазовая проницаемость для воды становится равной нулю. В зависимости от проницаемости и минерального состава пород-коллекторов высота над ВНК, где водонасыщенность постепенно уменьшается до предельной, меняется от нескольких метров (в высокопроницаемых) до нескольких сот метров (в существенно малопроницаемых). На рис. 1 показаны зависимости содержания остаточной воды от проницаемости для некоторых нефтегазоносных пород.

Определение нефтегазоводонасыщенностн пород-коллекторов реальных месторождений на любой стадии разработки осуществляется самыми различными способами: геофизическими, в очень многих вариантах, физико-химическими, с применением закачки индикаторов и др.

Однако все методы требуют эталонирования путем прямых определений нефтегазоводонасыщенности по керну, отобранному в специальных оценочных скважинах. Причем, для получения исключительно надежных данных о насыщенности образцов породы из продуктивного пласта необходимо выполнение двух условий. Во-первых, в процессе выбуривания керна нефтегазоводонасыщенность не должна изменяться в результате проникновения фильтрата промывочного раствора в породу на забое. Это условие требует разработки специальных нефильтрующихся промывочных растворов и поддержания на забое бурящейся скважины давления, равного или близкого пластовому. Возможно применение в качестве промывочной жидкости сжатого газа, идеально – азота.

Рис. 1. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости:

1 –песчаники мелкозернистые угерской свиты, 2 – алевролиты Хадумского горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения, 3 – песчаники мелкозернистые мотской свиты Марковского газоконденсатного месторождения, 4 – рифовые пермские газоносные известняки ишимбайского типа Башкирского Приуралья

Во-вторых, необходимо сохранить содержащиеся в породе флюиды в процессе подъема керноотборного снаряда на поверхность, когда резко меняется давление и температура. Практика показывает, что это условие выполняется при применении керноотборных снарядов с герметизацией на забое. Причем зарубежные методики предусматривают охлаждение керноотборной капсулы на поверхности (на скважине) помещением ее в «сухой» лед. В боксе с «сухим» льдом капсулу доставляют в лабораторию и перед извлечением образца породы капсулу вместе с керном охлаждают жидким азотом.