5.1 Теоретичні відомості

Коефіцієнти нафтонасичення К_н і газонасичення K_г порід визначаються за параметром насичення Р_н(Р_г)=_нп/_вп. Для розрахунку Р_н необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи _нп, що досліджується, та її опір _вп при 100 %-вому насиченні пор пластовою водою.

Опір _нп нафтоносної породи визначається по діаграмах уявного та ефективного опорів. Опір _вп розраховується за даними коефіцієнта пористості К_п породи та опору пластових вод _в:

, (5.1)

або [якщо колекторські властивості нафтоносного (газоносного) об’єкта достатньо стабільні] приймається рівним його опору за межами контуру нафтоносності (газоносності) і, зокрема, на ділянках колектора, що знаходиться нижче початкового водонафтового контакту.

Після визначення _нп і _вп розраховується величина параметра насичення:

. (5.2)

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення К_в породи:

, (5.3)

де а і n – структурні елементи, які залежать від типу колектора, структури порового простору та типу заповнювача пор. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

Коефіцієнт водонасичення пов'язаний із коефіцієнтом нафтогазонасиченям наступним чином:

. (5.4)

За розрахованим значенням Р_н визначаються коефіцієнти К_н або К_г (К_нг=1-К_в) (при атмосферному тиску) за номограмою (рис. 5.1).

Зокрема, наприклад, для Р_н=90 будуть отримані наступні значення К_в і К_н:

1) карбонатний колектор – К_в=7,4 %, К_н=92,6 %;

2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – К_в=11 %, К_н=89 %;

3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор – К_в=16,1 %, К_н=83,9 %;

4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – К_в=26,5 %, К_н=73,5 %.

Як видно з цього приклада, неврахування гідрофобності колектора може призвести до значних похибок при визначенні коефіцієнта нафтонасичення колектора. Другим фактором, який понижує точність визначення коефіцієнта K_н, є глинистість.

У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними піщаниками та свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі, близьким до 90°, за даними виміру уявного опору великими зондами визначається повздовжній питомий опір  _t, н пачки. При цьому для нафтогазоносної глинистої породи:

, (5.5)

де _гл, _нп – відповідно питомий опір глин і нафтогазонасичених пісковиків потужністю h_п;

_гл – вміст глинистих прошарків сумарною потужністю h_гл [_гл=h_гл/(h_гл+h_п)] у сумарній потужності досліджуваного об’єкта, яка рівна h_гл+h_п.

У тому випадку, коли пачка досліджуваних піщано-глинистих відкладів водоносна, за даними виміру уявного опору великими градієнт-зондами визначається питомий опір:

(5.6)

де  _t, в – питомий повздовжній опір пачки.

Таким чином, у глинистих пісках і піщаниках величина відношення:

(5.7)

не дорівнює параметру насичення Р_н.

Розв’язуючи рівняння (5.7) відносно Р_н=_нп/_вп, одержимо:

(5.8)

З формули (5.8) випливає, що дійсне значення Р_н завжди більше величини Р_н, г розрахованої за даними відношень питомих опорів, які виміряні у свердловині в нафтогазоносному і водоносному колекторах.

1, 2, 3 – відповідно, піщано-глинисті гідрофільні, слабо-гідрофобні та гідрофобні породи; 4 – карбонатні породи

Рисунок 5.1 – Залежність параметра насичення P_н від коефіцієнта водонасичення К_в (нафтогазонасичення К_нг) породи

У тому випадку, коли точне значення _вп невідоме, при _гл<0,5 і 1-_вп/_гл<0,2, а також при _гл<0,25 і 0,2<1-_вп/_гл<0,5

або _гл<0,1 і 0,5<1-_вп/_гл<1,5 розрахунок Р_н може бути виконаний за наближеною формулою:

(5.9)