Нефтеносность коллекторов. Коэффициент нефтенасыщения.

Запасы залежи зависят от пористости и объема нефтесодержащих пород. Они также зависят и от степени насыщения коллек­торов нефтью, т. е. от коэффициента нефтенасыщения.

Не все поровое пространство в нефтеносных породах занято нефтью. Это обусловливается, во-первых, наличием остаточной (связанной) воды в поровом пространстве и, во-вторых, наличием газа в свободном состоянии.

Первыми исследователями, сумевшими правильно объяснить и интерпретировать присутствие остаточной воды в нефтесодержащих породах, были Н. Т. Линдтроп и В. М. Николаев. Еще в 1929 г. они показали, что почти во всех месторождениях со­держится остаточная вода.

Известно, что в зависимости от свойств коллектора количе­ство остаточной воды может колебаться от 4 до 71% объема пор пласта.

В трещиноватом коллекторе в связи с небольшой площадью по­верхности трещин и незначительным проявлением капиллярных сил количество остаточной воды невелико. Исследования ВНИИГРИ показали, что толщина пленки воды в щели, обусловленная действием молекулярных сил, не превышает 0, 016 мкм. Это указывает на то, что в природном коллекторе нефтенасыщенность трещин приближается к 100%, а коэффициент нефтенасыщения — к единице. При оценке запасов нефти в трещиноватых карбонат­ных коллекторах условно принимают коэффициент нефтенасыщенности вторичных пор равным 0, 9.

Наличие остаточной воды, естественно, приводит к снижению коэффициента нефтенасыщенности. Однако остаточная вода суще­ственно влияет на процесс разработки нефтяных месторождений и особенно на процесс вытеснения нефти из коллектора нагнета­емой водой. Опыты показывают, что нефтеотдача пласта при на­личии в нем остаточной воды выше, чем при отсутствии ее. Между нефтью и нагнетаемой водой образуется промежуточная зона — оторочка, остаточная вода которой способствует вытеснению нефти. Поэтому там, где количество остаточной воды велико, с целью повышения нефтеотдачи нецелесообразно применять добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Остаточная вода влияет на значение начального градиента давления при фильтрации вязко-пластичной жидкости в пористой среде (уменьшает силы трения).

Количество остаточной воды, заключенной в порах и трещи­нах, определяют на основании данных о проницаемости по гра­фикам П. Д. Джонса (рис. III.3). Однако с достаточной точностью ее содержание устанавливают в лаборатории, а также по данным промыслово-геофизических исследований, в частности по данным метода сопротивлений и радиоактивными методами.

Для рациональной разработки нефтяного месторождения важно найти положение водонефтяного и газонефтяного контактов в пластах. Их положения определяют при помощи нейтронного гамма-каротажа (НТК), нейтрон-нейтронного каротажа (ННК) и метода наведенной активности (НА). Для месторождений с вы­сокой минерализацией пластовых вод при солености 1500 Н/м³ применяют НГК и ННК, а при солености более 800 Н/м³ — метод наведенной активности. По этому методу получают хорошие результаты в карбонатных пластах. Недостатки указанных методов — небольшой радиус исследования и связанное с этим влияние на результаты измерений диаметра и конструкции скважин и на характер ее заполнения.

От этих недостатков и ограничений в значительной мере свободен импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК). Он позволяет определять положение водонефтяного контакта во многих нефтяных районах Советского Союза.

Положение водонефтяного контакта можно также опреде­лить испытателем пластов с ус­тановкой пакера на различных уровнях вблизи предполагае­мого местонахождения водо­нефтяного контакта или по данным анализа кернов или, наконец, по данным бурения оконтуривающих скважин.

На основе геологического (геофизического) и гидродина­мического изучения залежи строят карты равной пористости, проницаемости, нефтенасыщен­ности и водонасыщенности. Эти карты дают общее представле­ние о закономерности изменения параметров пласта по пло­щади и мощности и являются исходными при составлении про­екта разработки залежи.