Насыщенность нефтью, газом и др.

Насыщенность пор флюидами -заполнение поровогопространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может полностью или частично вытесняться, связанная - остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство пород.

Количество воды в породе после заполнения последней флюидом является ее остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30 %, а в глинистых алевролитах - 70-75 %. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом.

 

Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.

Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.

Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности k_в измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой V_в, к общему объему пор породы V_п:

k_в = V_в / V_п.

Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.

 

Анизотропия – различие физических свойств горной породы по разным направлениям:

 

Естественные режимы работы пластов.

Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:

— напор контурной воды под действием ее массы;

— напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды;

— давление газа газовой шапки;

— упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа;

— сила тяжести нефти.

При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают

режимы нефтяных залежей:

Водонапорный,

 

Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

а — изменение объема залежи в процессе; б — динамика основных показателей разработки

1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода;

4 — направление движения воды и нефти;

положение ВНК: ВНКнач — начальное, ВНКк — конечное;

давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение;

годовые отборы: qк — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции;

G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти

 

Упруго-водонапорный,