Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное

Вопрос 1.

Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Показатели разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.

Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.

Внутриконтурное заводнение подазделяется на:

- разрезание залежи рядами нагнетательных скважин (блоковое заводнение: однорядное, пятирядное, трехрядное и с разрезанием на площади)

- очаговое заводнение;

- избирательное заводнение;

- площадное заводнение (пятиточечное, семиточечное, девятиточечное)

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовым и насосным и станциями. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны,вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др.

Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм² и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60–65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразнее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др. По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого нефтеизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному.

Внутриконтурное заводнение.При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При закачке воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных нагнетательных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Выделяют подвиды этого вида заводнения – разрезание на площади и блоковое.

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т.д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности многопластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соответственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество такой системы разработки – возможность начинать разработку крупного объекта с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Но применение такого способа возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем его пластам.

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. При “круговой” форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечивается большее влияние на них закачки воды. При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке. Решение этого вопроса диктуется необходимостью обеспечивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, недопуская консервации их внутренних частей. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.

Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль “стягивающего”. При повышенной ширине блоков (3,5–4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5–3 км) – три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применяют для эксплуатационных объектов с умеренной неоднородностью строения – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мПа⋅с, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с умеренными площадями нефтеносности рекомендовалось так называемое сводовое заводнение. При нем предусматривалось расположение нагнетательных скважин в сводовых частях залежей – в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной форме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Сводовое заводнение подразделяется на:

1.Осевое – предусматривает ППД путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной основной структуры. Такой метод может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части

2.Кольцевое – кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади (Ромашкинское)

3.Центральное – как разновидность кольцевого, вдоль окружности радиусом 200-300 м размещают 4-6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин.

Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6. При разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью. Коэффициент извлечения нефти не превышает 0,4–0,45.

Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений.

Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины. Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с другими его видами или с использованием энергии напора пластовых вод.

 

Основные показатели разработки с применением заводнения:

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если qвз— полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, qв— количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а qн — дебит нефти, то имеем следующие выражения.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости от Qв/Vп или Qвз/Vп (Vп — поровый объем пласта; G — геологические запасы нефти). Типичная зависимость

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Текущая обводненность v продукции, добываемой из пласта

или месторождения, составит

Коэффициент текущей нефтеотдачи равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой на коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснениянефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

В некоторых случаях коэффициент текущей нефтеотдачи равен

где — коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта: — коэффициент заводнения.

Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, что коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью — водой, зависит от следующих основных факторов: 1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород—коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т. е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.; 2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть; 3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов; 4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой; 5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е.расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих

скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Положительные стороны применения заводнения:

1. Темп разработки вырос; Ускорился ввод м/р в разработку; Снизились капитальные затраты;Увеличился КИН по сравнению с разработкой на естественном режиме.

Отрицательные стороны:

1. Низкая эффективность КИН; Низкая эффективность вытесняющего агента; Большие объемы закачки; Высокая степень прорыва воды в пласт; Выпадение АСПО; Снижение фильтрационных характеристик пласта; Образование водонефтяных эмульсий; Деградирование нефти.

Вопрос 2.

Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещиноватость, проницаемость. Насыщенность нефтью, газом и др. Методы определения (по керну, по ГДИ, по ГИС). Анизотропия коллекторов.

Емкос­тные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются порис­тостью, кавернозностыо и трещиноватостью.

Под пористостьюгорной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость пол­ную (абсолютную) и открытую, Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и от­крытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость обра­зуется сообщающимися порами.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные диаметром 2-0,5мм; 2) капиллярные 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут, породы практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости k_п называется отноше­ние суммарного объема всех пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр.

 

k_п = V_пор/ V_обр. = (V_обр-V_зер)/V_обр

где V_зер - суммарный объем зерен.

Коэффициентом открытой пористости k_п.оназывается отно­шение суммарного объема открытых, сообщающихся пор V_п.о к види­мому объему образца:

k_п.о = V_п.о/ V_обр.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости k_п.о , который опреде­ляется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизичес­ких исследований скважин (методов сопротивления, нейтронных и акустического). Существует несколько способов опре­деления k_п.о по образцам. Наи­более широко применяются методы И.А. Преображенского и с ис­пользованием газового порометра. Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные.

Кавернозностьгорных пород обусловливается существова­нием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свой­ственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы мик­рокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более крупными кавернами - вплоть до нескольких сантиметров.

Коэффициент кавернозности K_кравен отношению объема ка­верн V_кк видимому объему образца V_обр

K_к= V_к/ V_обр

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность оценивается по геофи­зическим данным.

Трещиноватостьгорных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым ве­ществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, при­урочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора оп­ределяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризу­ется объемной Т иповерхностной П плотностью трещин: Т= S/V; П= l/F,

где S - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; l-суммарная длина следов всех тре­щин, пересекаемых поверхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин.

Г =

где - число трещин, пересекающих линию длиной , перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность гу­стоты трещин - 1/м.

Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна

Кт = bl/F

где b - раскрытость трещин в шлифе; l - суммарная протяжен­ность всех трещин в шлифе;F - площадь шлифа.

Ин­тенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 - 50 мкм и микротрещины шириной до 40 - 50 мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографи­ям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа.

Микротрещиноватость изучают на образцах на больших шли­фах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической фор­мы со стороной куба 5 см.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность ог­ромного количества элементарных геологических тел, ограничен­ных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их спо­собность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемос­тью, Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к некол­лекторам.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницае­мость, определенная при условии, что порода насыщена однофаз­ным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказы­вают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной про­ницаемости выражается коэффициентом проницаемости k_пр .

Значение k_пр в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v = (k_{пр ,}

где v - скорость фильтрации; - вязкость газа (жидкости); - перепад давления; - длина образца. В этом уравнении коэффициент пропорциональности k_пр представляет собой коэф­фициент абсолютной проницаемости.

Скорость фильтрации v можно определить следующим образом:

v = Q/F где Q - объемный расход газа (жидкости) через образец в еди­ницу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образ­це; F- площадь фильтрационного сечения образца.

Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (1) и (2):

k_пр = (Q )/( F)

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

В Международной системе единиц (СИ) за единицу проницае­мости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде дав­ления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³/с Раз­мерность единиц -м². Физический смысл размерности k_пр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь се­чения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

Фазовойназывается проницаемость k_пр.ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве много­фазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного простран­ства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостьюk_пр.о пород называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолют­ной. Проницаемость пород можно оп­ределить путем исследования их образцов, а также по результатам гидродинамических исследований скважин.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной час­ти пустот.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности K_н (газонасыщенности K_г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотно­го пространства.

Коэффициентом водонасыщенностиK_вколлектора, со­держащего нефть или газ, называется отношение объема остаточ­ной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда K_н,K_г, K_в выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношени­ями:

для нефтенасыщенного коллектора K_н + K_в = 1

для газонасыщенного коллектора K_г + K_в = 1

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме оста­точной воды еще и остаточную нефть

K_г + K_н + K_в = 1

Значения коэффициентов нефтегазонасыщенности нахо­дят, определив содержание остаточной воды, из соотношений:

K_н = 1 - K_в

K_г = 1 - K_в

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее на­дежно определен, если керн выбуривается при использовании про­мывочной жидкости, не проникающей в пласт, например на нефтяной основе.

Количество остаточной воды может быть определено спосо­бами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в при­борах С. Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. Быстро и просто количество свя­занной воды определяется методом центрифугирования. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщен­ности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

Рн = p_н.п/ p_в.п

где p_н.п -удельное электрическое сопротивление продуктив­ного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и оста­точной водой; р_вп -удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами иефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения существует зависимость

Рн = 1/

где п - показатель, зависящий от литологической характерис­тики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазо­не 1,73 - 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

Определив значение K_в, находят значения K_н и K_г

Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покры­вать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхно­сти зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобными.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует от­носить породы, содержащие менее 10% остаточной воды (К < 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 поро­ды считают гидрофильными.

Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи:Эффективная пористостьK_п.эф , - это доля пор, занятая не­фтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом ко­эффициента остаточной водонасыщенности. Динамическая пори­стость K_п.д -это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ извлекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит неко­торую остаточную нефтенасыщенность К_он (или газонасыщенность К_ог)

K_п.эф = K_п.о(1- K_в)

K_п.д = K_п.о(1- K_в- K_о.н)

Под геологической неоднородностью (анизотропия) понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа

выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между

пластами при разработке залежи;

определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа –вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Изучение микронеоднородности позволяет:

определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой про-

дукции из залежи в целом;

оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

Вопрос 3.