Нефтегазовая геология

 

 

Характеристика вод нефтяных месторождений. Определение водонасыщенности

 

Отличительные особенности вод нефтяного месторождения обычно устанавливаются по трем показателям:

 

1.   Количество связанной (поровой) воды в нефтегазонасыщенном природном резервуаре чаще всего измеряется в процентах к объему эффективного порового пространства. Это количество известно также под названием водонасыщенности (water saturation).

2.   Общее количество растворенных в воде твердых минеральных веществ обычно измеряется в частях на миллион [т.е. в десятитысячных долях процента] или определяется плотностью воды.

3.   Растворенные в воде минеральные компоненты определяются при помощи химического анализа, обычно как качественного, так и количественного.

 

Водонасыщенность. Существуют два наиболее распространенных метода установления количества связанной (поровой) воды: 1) лабораторный анализ керна и 2) расчет водонасыщенности природного резервуара путем использования электрокаротажа и пластового коэффициента.

 

1.   Порядок проведения лабораторного анализа керна обычно таков. Образцы керна нагреваются, а содержащиеся в них вода и нефть отгоняются. Сконденсированную жидкость собирают и взвешивают. Количество экстрагированной воды и нефти выражается в процентах к объему порового пространства. Получаемый результат только приблизителен, поскольку в керне присутствует вода из бурового раствора и, кроме того, вода в самой породе перемещалась ввиду улетучивания растворенного газа во время подъема образца и спада давления от пластового к атмосферному. Вопросам лабораторных анализов керна посвящена обширная литература, с которой читатель может ознакомиться [14].

 

 

2.   Коэффициент электрического сопротивления пласта, называемый также пластовым коэффициентом, используется при анализе пластовых флюидов. Пластовый коэффициент (formation factor)   это отношение электрического сопротивления породы, насыщенной проводящим электролитом, таким, как минерализованная вода, к удельному сопротивлению самого электролита [15]. Если построить в логарифмическом масштабе диаграмму зависимости коэффициента электрического сопротивления песчаного коллектора от его пористости, то окажется, что с уменьшением пористости коэффициенты возрастают (5-10). Аналогичная связь между пористостью и коэффициентом электрического сопротивления отмечается и для коллекторов, образованных известняками [16]. Подобная же линейная зависимость существует между коэффициентом электрического сопротивления пласта и его проницаемостью: при уменьшении проницаемости значения коэффициента увеличиваются. Эта связь графически показана на 5-11.

Связь пластового коэффициента с удельным электрическим сопротивлением породы и минерализованной пластовой воды можно выразить соотношением

Rt = FRw,

где Rt ‑ реальное удельное сопротивление пород, поровое пространство которых заполнено минерализованной водой, F ‑ пластовый коэффициент, Rw ‑ удельное сопротивление рассола. F можно выразить также в виде

F = Р-m ,

где Р ‑ пористость, m ‑ коэффициент цементации, изменяющийся, как правило, в пределах от 1 до 3 соответственно для несцементированных и сильносцементированных пород (5-12).

Одна из важных областей использования электрокаротажных материалов заключается в количественной или полуколичественной оценке относительных количеств нефти, газа и воды, содержащихся в исследуемом пласте.

Эта оценка основана на изучении естественных потенциалов и удельных электрических сопротивлений. Соответствующая зависимость может быть выражена как

Rt = Rw/Рm ×S или S = ⁿ√FRw/Rt

Задача состоит в том, чтобы определить водонасыщенность S, поскольку остающаяся часть порового пространства будет заполнена газом, нефтью или тем и другим вместе. Реально существующее удельное электрическое сопротивление Rt, выраженное в омметрах, может быть получено из каротажных диаграмм при помощи таблиц. Пористость Р определяется по анализам керна, по результатам микрозондированпя и бокового микрокаротажа, акустического каротажа и по кривой ПС. Удельное сопротивление пластовых вод Rw устанавливается химическими анализами вод из рассматриваемого или другого подобного песчаного пласта по кривой ПС или по таблицам [17]. Коэффициент цементации т и коэффициент насыщенности п (значения которого колеблются между 1,9 и 2,0) для одной толщи являются обычно постоянными величинами н определяются опытным путем. Таким образом, при благоприятных условиях удается установить величину S. Если S невелика (менее 40 %), можно сделать вывод о высокой нефте- и газонасыщенности пласта, достаточной для того, чтобы получить промышленные притоки нефти или газа. Повторное исследование каротажных материалов, проведенное в свете этого уравнения, привело к открытию ряда залежей нефти и газа.

 

 

К содержанию: Леворсен: ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

 

Смотрите также:

 

Поиски и разведка месторождений  Углеводороды нефть, газ, конденсат  РЕСУРСЫ МОРЯ. Нефть, газ

 

Закон О нефти и газе о недропользование  Размещение нефтяных и газовых месторождений.