Нефтегазонасыщенность пород-коллекторов

Зависимость пористости и проницаемости от давления и температуры

Перспектива обнаружения залежей нефти и газа на больших глубинах вызывает необходимость изучения влияния высоких давлений и температур на коллекторские свойства пластов. Под действием давления изменяется форма порового пространства. Экспериментальные данные свидетельствуют об уменьшении по­ристости и проницаемости при увеличении давления, при этом пределы изменения проницаемости более значительны. Кроме того, межзерновой коллектор, залегающий на больших глубинах, подвергается процессам трещинообразования, причем чем гли-нистее коллектор, тем трещиноватость его будет выше. Эти обстоятельства существенным образом меняют представления о емкостных и фильтрацией ных свойствах глубокозалегающих по­род.

Вместе с тем керн, вынесенный с больших глубин без сохра­нения пластовых условий, подвергается деформации под воздей­ствием разгрузки, что приводит'к увеличению открытой пористости и проницаемости. По данным В. М. Добрынина, величины по­правочных коэффициентов для значений открытой пористости, определенных по керну, вынесенному с глубин 2000 м, изменяются от 0,986 для чистого коллектора до 0,958 для глинистого. Соот­ветственно величины поправочных коэффициентов для значений проницаемости изменяются от 0,90 до 0,75. С увеличением глубины поправочные коэффициенты возрастают. Для керна, вынесенного с глубины 4000 м, поправочные коэффициенты для значений пористости изменяются от 0,978 для чистого коллектора до 0,930 для глинистого, а для проницаемости — соответственно от 0,84 до 0,64,

Нефте- и газонасыщенность коллекторов количественно харак­теризуют долю объема пор, заполненных соответственно нефтью и газом. Выраженные в долях единицы они называются коэффи­циентами соответственно нефте- и газонасыщенности. Если объем пор принять за единицу, то коэффициент нефтенасыщенности кол­лекторов будет равен К_и = 1 — К„.₀.

Для зоны предельного насыщения гидрофильного коллектора, где /С_в. о ⁼ Кв. св. коэффициент нефтенасыщенности /(„ = 1 — — К_Б. ев- В этой зоне коэффициент нефтенасыщенности гидрофоб­ного коллектора равен 1, так как в нем /С_в. _Св ⁼ 0.

В лабораторных условиях содержание связанной воды нахо­дится по образцам керна методами центрифугирования и капил­лярной вытяжки. Более точное определение в пласте связанной воды возможно при вскрытии пласта с применением промывочной жидкости на нефильтрующемся растворе. Коэффициент нефтега-зонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления. В обса­женных колоннах К_т определяют нейтронными методами. Появи­лись физические предпосылки определения /С_н в обсаженных ко­лоннах по диаграммам импульсных нейтронных методов.

Для газоносного гидрофильного коллектора коэффициент га­зонасыщенности К_т — 1 — а"_в. о-

Если формирование газовой залежи происходило в результате вытеснения газом нефти из первоначально нефтяной залежи, то

А _г =1 Л в. о — ан. о-