Файл: Методические указания к практическим работам для студентов направления 21. 03. 01.docx

продолжение таблицы 5

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
d7	0,9	0,95	0,94	1,11	0,78	0,93	0,89	0,96	0,95	0,88
g1	0,7	0,7	0,8	0,5	0,5	0,6	0,8	0,6	0,8	1,1
g2	11,3	10,8	10,7	11,5	9,5	11,2	11,3	12,2	10,6	11,3
g3	10,6	11,2	10,5	11,5	12,5	12,2	11,6	11,4	11,6	11,9
g4	12,9	9,7	11,5	12,5	13,5	8,5	9,3	9,1	9,9	9,7
g5	10,5	12	12	10	7,5	11,3	10,4	10,7	11,3	10,3
g6	4	5,6	4,5	4	6,5	6,2	6,6	6	5,8	6,6
№	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
d1	0,06	0,08	0,05	0,06	0,08	0,07	0,12	0,08	0,08	0,06
d2	0,15	0,15	0,18	0,16	0,15	0,13	0,18	0,17	0,13	0,15
d3	0,29	0,22	0,26	0,22	0,21	0,25	0,25	0,27	0,19	0,21
d4	0,35	0,33	0,42	0,35	0,34	0,33	0,34	0,36	0,28	0,31
d5	0,39	0,41	0,49	0,41	0,39	0,37	0,41	0,43	0,36	0,39
d6	0,48	0,47	0,58	0,49	0,48	0,43	0,52	0,55	0,4	0,46
d7	0,92	0,93	0,94	0,79	0,82	0,86	0,89	0,99	0,85	0,96
g1	0,9	1,2	0,6	0,7	0,5	0,9	1,2	1	1,3	0,8
g2	10,9	10,1	11,6	12,2	11,1	10,3	11,3	12,1	10,1	10,7
g3	11,4	11,6	10,8	11,1	11,2	12,4	11,5	13,5	12	11,8
g4	9,1	10,8	9,6	8,6	9,1	10,1	8,4	7,6	9,6	8,9
g5	11,8	9,8	10,3	10,6	10,8	9,7	11,2	9,5	10,3	10,9
g6	5,9	6,7	7,1	6,8	8,2	6,5	6,2	5,6	6,7	6,9

---

---

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТИ И ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ

При образовании нефтяных залежей в водном бассейне откладывались пески, которые затем цементировались минеральными веществами, осаждавшимися из водных растворов. Поры, образовавшиеся в процессе осаждения и последующей цементации пород, были заполнены водой. Появление в порах нефти должно было одновременно сопровождаться освобождением пор от содержащейся в них воды. Однако полного замещения воды нефтью не произошло вследствие различных капиллярных явлений. Часть поровых каналов (субкапилляры) от воды совсем не освобождалась, а та часть, которая заполнялась нефтью, содержала в себе остаточную воду в застойных областях и в пленочном состоянии в виде водного покрова на песчинках. Часть этой воды оставалась также в виде капелек в порах малого размера, окруженных порами большого размера. Вытеснение воды нефтью происходило только из тех пор, в которых давление вытеснения превышало капиллярное давление водонефтяных менисков. В итоге коллекторы нефтяных залежей оказались заполненными водой и нефтью одновременно. Оставшаяся в пласте вода получила название связанной или остаточной (Sв.ост). Таким образом, нефть в пластах содержится только в тех порах, в которых происходило движение жидкостей в период формирования залежи.

Количество остаточной воды (Sв.ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Ее величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд.

Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S:

• водонасыщенностью – Sв;

• газонасыщенностью – Sг;

• нефтенасыщенностью – Sн.

Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность (Sв.ост) изменяется в диапазоне от 6 до 35%. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн) равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от «созревания» пласта считается хорошим показателем залежи.

---

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Коэффициентом водонасыщенности (Sв) породы называется отношение объема открытых пор в образце породы, занятых водой (Vв), к общему объему пор горной породы (Vпор). Коэффициент водонасыщенности (Sв) рассчитывается по формуле:

(26)

Коэффициентом нефтенасыщенности (Sн) породы называется отношение объема открытых пор в образце породы, занятых нефтью (Vн), к суммарному объему пустотного пространства (Vпор). Коэффициент нефтенасыщенности (Sн) рассчитывается по формуле:

(27)

Коэффициентом газонасыщенности (Sг) породы называется отношение объема открытых пор в образце породы, занятых газом (Vг), к суммарному объему пустотного пространства (Vпор). Коэффициент газонасыщенности (Sг) рассчитывается по формуле:

(28)

Параметр насыщенности нормирован и равен единице (S=1) или 100 %, т. е. для образцов пород, в случае фильтрации систем нефти, газа и воды, справедливо следующее соотношение:

(29)

Объемы содержащейся в образцах породы воды и нефти определяются в лабораторных условиях при помощи аппаратов Закса, ДинаСтарка. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо и газонасыщенности по следующим формулам:

Коэффициент нефтенасыщенности (Sн):
(30)

Коэффициент водонасыщенности (Sв):
(31)

Коэффициент газонасыщенности (Sг):

(32),

где Vн, Vв – соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, м³; ρ_п – плотность породы, кг/м3; m – коэффициент открытой пористости, доли ед.; G – масса жидкости, содержащейся в образце, кг; bн, bв – объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, доли ед

---

Задача 9. Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Таблица 6

Исходные данные для задачи 9

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Vн, мл	4,13	3,98	3,71	3,47	3,88	4,78	4,16	4,22	3,67	3,13
Vв,мл	3,46	2,56	2,71	2,91	3,28	4,33	3,35	2,89	2,35	2,66
G, г	95	96	87	93	90	99	99	97	95	93

продолжение таблицы 6

№	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ρп, г/см3	2,4	2,6	2,7	2,8	2,2	2,4	2,6	2,8	3	2,9
m	0,26	0,22	0,25	0,23	0,21	0,28	0,24	0,27	0,2	0,29
bн	1,3	1,23	1,27	1,25	1,33	1,29	1,25	1,21	1,23	1,25
bв	1,07	1,05	1,06	1,03	1,18	1,09	1,11	1,05	1,07	1,05
№	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Vн, мл	3,03	3,88	3,92	3,77	3,68	3,56	3,03	3,!7	3,71	4,11
Vв,мл	2,41	2,08	3,31	3,28	3,17	3,03	2,09	2,14	3,16	3,07
G, г	91	89	96	88	90	92	94	96	98	93
ρп, г/см3	2,7	2,5	2,3	2,1	2,2	2,5	2,4	2,5	2,3	2,5
m	0,19	0,33	0,32	0,3	0,18	0,24	0,25	0,24	0,26	0,27
bн	1,27	1,29	1,23	1,26	1,29	1,31	1,29	1,28	1,27	1,3
bв	1,05	1,11	1,09	1,12	1,19	1,06	1,04	1,08	1,07	1,05

---