Что такое нефтенасыщенность пласта
Нефтенасыщенность пласта
НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ пласта (а. oil saturation; н. Erdolsдttigung; ф. saturation en huile, saturation en petrole; и. saturacion de petroleo) — содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нём т.н. остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата (см. Нефтеотдача) из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значительной прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения bвыт, и выражается nн=nнo(1-Явыт), где nнo — начальная нефтенасыщенность.
На практике нефтенасыщенность определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также на основе анализа керна. Результаты определения нефтенасыщенности используются для подсчёта запасов и контроля за разработкой месторождения, а также при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.
Нефтенасыщенность пласта
Смотреть что такое «Нефтенасыщенность пласта» в других словарях:
Нефтенасыщенность — пластa (a. oil saturation; н. Erdolsattigung; ф. saturation en huile, saturation en petrole; и. saturacion de petroleo) содержание нефти в породе коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства (неполное… … Геологическая энциклопедия
Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Оценочная скважина — (a. appraisal well; н. Erkund ungsbohrung; ф. forage d evaluation, puits d appreciation; и. pozo de apreciacion) буровая скважина, предназначенная для уточнения гл. обр. нефтенасыщенности, a также коллекторских свойств продуктивного… … Геологическая энциклопедия
Нефтяная залежь — (a. oil field, oil pool; н. Erdollager; ф. gisement de petrole, gisement d huile; и. deposito petrolifero, yacimiento petrolifero, yacimiento de petroleo, yacimiento de oil) естественное единичное скопление нефти в ловушке, образованной… … Геологическая энциклопедия
Разведка нефтяных месторождений — (a. oil field exploration; н. Erdollagerstattenerkundung, Prospektion von Erdolfeldern; ф. prospection petroliere, exploration des gisements d huile; и. prospeccion de yacimientos de petroleo, exploracion de depositos de oil) комплекс… … Геологическая энциклопедия
Нефтенасыщенность и способы ее определения
Определение текущей нефтенасыщенности 
Технология определения текущей (остаточной) нефтенасыщенности и отбивки газожидкостных контактов по данным волнового акустического каротажа (ВАК). Технология предназначена для обсаженных и необсаженных скважин с низкой минерализацией пластовых (нагнетаемых) вод и опробована в более 300 скважинах различных нефтегазодобывающих районах РФ.
Сравнительные характеристики методов оценки текущей нефтенасыщенности (при низкой минерализации пластовых вод)
Кн-характеризует долю объема порового пространства занятую нефтью, остальная часть пор занята либо, связанной водой, либо условно подвижной водой.
1)Определение по УЭС
Осущ на роснове зависимостей Рн=f(Кв)
Рн=ρнп/ρвп (во сколько раз сопротивл нефтенасыщ ГП ↑ сопр её при 100% заполнении водой).Аналитич выраж этой зависимости опред-ся 
— арчи-дахнова 
а-коэфхарактериз степень сцементированности ГП (0,4-1,4); m-структурный показатель характериз структуру порового простр ГП, n- показатель смачиваемости пород
2)По объемному водородосодержанию
Эта зависимость строится на данных керна на РНО!(те он отбирается из естеств услов)→Кн получ довольно точно. Далее раствор меняют на РВО и делают измерения сопротивления, сопоставляют и получают.
Кн по балансу пористости определяется по формуле:
где К¯пгис– средняя пористость, определенная по кривой влагосодержания Wв;
К¯прасч– средняя пористость определенная для водонасыщенной части коллектора (ниже ВНК), либо определенная в водонасыщенных коллекторах. Она определяется по формуле:
— ф-ла Шелла
4)через параметр пористости
Используя следующие зависимости находим Кн:
Кн = 1 – Ков
ℓn Pн = 3,797·Ков + 2,293
Рн = ρнп/Pп·ρв, где ρв = 0,045 Ом·м
гдеКпо(определенное по кривой влагосодержания Wв с учетом введения всех поправок).
ρнпопределяем по кривой БК в нефтенасыщенном коллекторе (либо в нефтенасыщенной части коллектора, если есть ВНК).
36. Характеристика объекта исследований в скважине.
В разрезах, сложенных осадочными породами, последние залегают отдельными слоями или пластами с более или менее четкими границами раздела, ориентированными в первом приближении перпендикулярно к оси скважины. Под пластом, являющимся объектом геофизических исследований, подразумевается слой с одинаковыми по мощности литологической характеристикой и физическими свойствами (УЭС,естественная радиоактивность, скорость распространения упругих колебаний и др.).При определении УЭС пород большое осложняющее влияние оказывает сама скважина. При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором, изменяются неодинаково. Плотные монолитные с минимальной пористостью не претерпевают изменений, и тогда буровой раствор контактирует со средой, физические свойства которой не изменены. Если породы хрупкие, на контакте со скважиной может образоваться слой с частично нарушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважинной зоны искусственной трещиноватостью. Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины в таких интервалах может значительно увеличиться, а на контакте глины с раствором образуется небольшой глубины зона набухшей либо растрескавшейся чешуйками глины. Изменение пласта коллектора мощностью h, залегающего среди вмещающих пород с удельным сопротивлением ρвм и обладающего значительной
пористостью и проницаемостью, на контакте со скважиной (диаметром dс) бывает наиболее существенным. В связи с этим объект исследования при поисках таких полезных ископаемых, как нефть, газ, питьевая вода, оказывается весьма сложным и требует знания его специфических особенностей. Вскрытие коллекторов всегда ведется при условии, что давление в скважине превышает пластовое. Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт. При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая корка, толщиной hгк, с удельным сопротивлением ρгк, а фильтрат бурового раствора проникает в пласт, создавая зону проникновения диаметром D с удельным сопротивлением ρзп.. Физические свойства в коллекторе при этом значительно
изменяются. Неизмененная часть пласта удельного сопротивления ρнп или ρвп, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена достаточно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется промытым пластом; ее удельное сопротивление – ρпп. Между промытой и неизмененной частями пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефтеили газонасыщения изменяется от минимального kно до максимального в неизмененной части пласта (kн) значения. Неоднородность пласта в радиальном направлении r называется радиальной характеристикой среды. Изучение радиальной характеристики необходимо, поскольку само существование изменения сопротивления по радиусу указывает на то, что исследуемый пласт – коллектор. При переходе от зоны проникновения с предельным значением сопротивления ρпп к водонасыщенному коллектору удельное сопротивление падает за счет того, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводящей минерализованной пластовой водой. Отношение ρпп/ρвп в пределе должно равняться отношению ρф/ρв. Для нефтеносного коллектора отношение ρпп/ρнп контролируется произведением двух сомножителей Рн пп/Рн и ρф/ρв, первый из которых меньше, а второй больше единицы. При этом условии получатся три варианта радиальной характеристики в нефтеносных и газоносных пластах. Если Рн пп >ρв, а начальный коэффициент нефтенасыщения невелик ( Рн мало отличается от Рн пп ), наблюдается зона проникновения, повышающего сопротивление нефтеносного (газоносного) коллектора. Если же произведение Рн пп/Рн · ρф/ρв ≈ 1, зона проникновения по сопротивлению не отличается от неизмененной части пласта и радиальная характеристика не позволяет отличить продуктивный коллектор от плотного пласта. Коллекторы со сложной структурой порового пространства (трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильтрующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскрытии таких коллекторов трещинами и кавернами поглощается буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка не образуется. Зона
проникновения раствора и фильтрата в пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована. Фильтрат и раствор сначала поступают лишь в трещины, не затрагивая
блоки породы. Затем по истечении некоторого времени блоки на контакте с трещинами
видоизменяются. При изучении этого типа пород понятие «зона проникновения»
усложняется и радиальные характеристики определяются намного сложнее. Особенности изучаемых объектов при геофизических исследованиях скважин, наличие зон проникновения в коллекторах, разнообразие характеристик этих зон определяют требования к комплексу методов ГИС. Для поисков и изучения пластов- коллекторов нефти, газ, пресной воды требуется расширенный комплекс методов сопротивления, позволяющий получать информацию о разных зонах пласта. Для этого используются разноглубинные зонды разнообразных типов: трехэлектродные нефокусированные, фокусированные зонды, микрозонды.
При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором изменяются неодинаково. Плотные, монолитные, с минералогической плотностью, претерпевают незначительные изменения и тогда раствор контактирует со средой, физические свойства которой постоянны. Если породы хрупкие, то контакт со скважиной может образовать слой с частично разрушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважины зоны искусственной трещиноватости.
Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины значительно увеличивается, а на контакте глины с раствором образуется небольшой глубины зона набухшей или растрескавшейся чешуйками глины.
Изменение пласта коллектора мощностью h, залегающего среди вмещающих пород с УЭС ρвм, и обладающего значительными пористостью и проницаемостью, на контакте со скважиной диаметром dС бывает наиболее существенным. В связи с этим объект исследования при поисках нефти, газа и воды оказывается весьма сложным и требует знания его специфических особенностей, вскрытие пластов ведется всегда при условии (рис 12)
Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт. При обратном случае происходит фильтрация жидкости из пласта в скважину.
Когда
Это называется репрессией. Наоборот называется депрессией. В промытой зоне физические свойства изменены на 100% по отношению к первоначальной. Потом следует зона проникновения (переходная). Далее идет незатронутая проникновением зона. Если давление в пласте начинает увеличиваться и давление гидростатическое падать, этот процесс очень сложно остановить.
При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая корка толщиной hГК, с УЭС ρГК, а фильтрат бурового раствора проникает в пласт, создавая зону проникновения диаметром D с УЭС ρЗП. Физические свойства в коллекторе при этом значительно изменяются. Неизменная часть пласта УЭС ρНП или ρВП, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена достаточно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется промытым пластом; ее УЭС – ρПП. Между промытой зоной и неизменной частями пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефте- или газонасыщения изменяется от мин КНО до макс в неизменной части пласта (КН) значения. Неоднородность пласта в радиальном направлении r называется радиальной характеристикой среды.
Для водоносных и продуктивных коллекторов отношение ρПП/ ρС контролируется в основном параметром пористости РП. Это означает, что для реальных коллекторов при изменении пористости от 10 до 26% УЭС промытой зоны пласта отличается от ρС в 8 – 100 раз. Когда коллекторы насыщены нефтью или газом, это отношение увеличивается пропорционально РНПП промытого пласта, т.е. в 1,5 – 2,5 раза. При переходе от зоны проникновения с предельным значением сопротивления ρПП к водонасыщенному коллектору, УЭС падает за счет того, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводящей минерализованной пластовой водой. Отношение ρПП/ ρВП в пределе должно равняться отношению ρФ/ ρВ. Для нефтеносного коллектора отношение ρПП/ ρНП контролируется произведением двух сомножителей РНПП/РН и ρФ/ ρВ, первый из которых меньше, а второй больше единицы.
В некоторых случаях при образовании зоны проникновения в продуктивном пласте происходит значительное осолонение вытесняющего нефть или газ фильтрата бурового раствора. Это приводит к образованию окаймляющей зоны низкого УЭС.
Коллекторы со сложной структурой порового пространства (трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильтрующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскрытии таких коллекторов трущинами и кавернами поглощается буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка не образуется. Зона проникновения раствора и фильтрата в пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована.
37. Анализ результатов определения по ГИС подсчетных параметров.
Нефтенасыщенность
A. Г. Ковалёв.
Полезное
Смотреть что такое «Нефтенасыщенность» в других словарях:
нефтенасыщенность — нефтенасыщенность … Орфографический словарь-справочник
нефтенасыщенность — нефтенасыщение Словарь русских синонимов. нефтенасыщенность сущ., кол во синонимов: 1 • нефтенасыщение (1) Словарь синонимов ASIS … Словарь синонимов
нефтенасыщенность — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil saturation … Справочник технического переводчика
нефтенасыщенность в промытой зоне — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN flushed zone oil saturation … Справочник технического переводчика
Нефтенасыщенность пласта — ► hydrocarbon saturation of reservoir Содержание нефти в породе коллекторе. Выражается в долях или процентах от объема порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нем т. н. остаточной, или… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Коллекторские свойства нефтенасыщенность и неоднородность продуктивных пластов угутского месторождения
Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Угутского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин.
В общей сложности для расчёта средних значений параметров использованы следующие данные:
— для расчета открытой пористости: 278 измерений, из 23 скважин, в том числе 184 измерения (66%) из нефтенасыщенной части пластов и 94 измерения (34%) из водонасыщенной части;
— для расчета проницаемости 228 измерений, из 23 скважин, из них 143 измерения (63%) из нефтенасыщенной части пластов, 85 измерений (37%) из водоносной части;
— для расчета содержания связанной воды: 227 измерений из 23 скважин, из них 142 измерения (63%) из нефтенасыщенной части пластов, 85 измерений (37%) из водоносной части;
Результаты проведённых исследований сведены в таблицу 1.
Таблица 1 – Результаты исследований ФЕС свойств пластов
Насыщенность связанной водой, %
Геофизическими исследованиями охвачен весь фонд скважин, что позволяет проследить характер изменения коллекторских свойств по площади и разрезу продуктивных пластов. На основании этих исследований выявлено следующее.
Проницаемость отдельных продуктивных пластов различается достаточно сильно: пласт ЮС1-1 (от 0,3 до 85 мД), пласт ЮС1-2 (от 0,5 до 47 мД), пласт ЮС1-3 (от 0,5 до 50 мД). Так же установлено, что для продуктивных пластов ЮС1-1 и Ю1-3 характерно уменьшение проницаемости от кровли к подошве, наиболее проницаемые пропластки сосредоточены в кровельной части пластов. В пласте Ю1-2 наиболее проницаема центральная часть.
Распределение проницаемости по площади распространения пласта ЮС1-1 показано на рисунке 1.
Для пласта ЮС1-1 характерно увеличение проницаемости в направлении с запада на восток от 8-20 мД до 16-34 мД. Для пласта ЮС1-2 характерно снижение проницаемости с северо-запада на юго-восток от 10-30 мД до 1-10 мД. В пределах пласта Ю1-3 проницаемость распределяется достаточно равномерно. Как будет видно из дальнейшего, в данной работе рассмотрению подлежит пласт ЮС1-1.
Осреднённые значения коэффициентов открытой пористости по отдельным пластам горизонта ЮС1 варьируют незначительно: пласт ЮС1-1 (18,6%), ЮС1-2 (16%), ЮС1-3 (17%). Доля пропластков с наибольшими значениями пористости продуктивных пластов (более 18%) распределяется следующим образом: пласт ЮС1-1 (60%), ЮС1-2 (64%), ЮС1-3 (61%).
Характер распределения пористости по площади распространения продуктивных пластов аналогичен распределению проницаемости. Карта распределения пористости пласта Ю1-1 показана на рисунке 2.
Осредненная нефтенасыщенность продуктивных пластов горизонта Ю1 распределена следующим образом пласт ЮС1-1 в нефтяной зоне (НЗ) – 55,9%, в водонефтяной зоне (ВНЗ) – 48,8%; пласт ЮС1-2: НЗ – 58,4% ВНЗ – 48,5%; пласт ЮС1-3: НЗ – 57,1%, ВНЗ – 48%.
Общим для геологического разреза всех продуктивных пластов, является характерное снижение нефтенасыщенности от кровли к подошве. Распределение нефтенасыщенности продуктивных пластов на момент начала разработки месторождения слеедующее: пласт ЮС1-1 (87%), ЮС1-2 (91%), ЮС1-3 (88%). Распределение нефтенасыщенности пласта ЮС1-1 по его площади распространения представлено на рисунке 3.
Геологическая неоднородность. Основные показатели неоднородности продуктивных пластов рассчитаны по разному количеству скважин: по 15 скважинам, пробуренных на горизонт Ю2 и по 232 скважинам на пласт ЮС1-1. Статистическое изучение распределения проницаемых пропластков по их эффективной толщине в объёме залежей нефти продуктивных пластов Угутского месторождения указало на различный структурный состав пластов. Так, в продуктивном пласте ЮС1-1 прослои толщиной до 2м составляют 29% объёма залежи, от 2 до 4м – 40% залежи. На монолитные пласты толщиной более 4м приходится примерно 31% объёма залежи.
В структуре строения пласта ЮС1-2, прослои толщиной до 2 м занимают половину объёма пласта, от 2 до 4м – 17% объёма, а прослои толщиной более 4м, как и в пласте ЮС1-1, составляют 32% объёма пласта.
В пласте ЮС1-3 прослои толщиной до 2 м имеют относительный объём – 66%, прослои от 2 до 4м – 13% объёма и прослои более 4м – всего 12% объёма пласта.
Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС1-1 представлена на рисунке 4.
В таблице 2 представлены основные, осреднённые по пластам, геолого-физические параметры Угутского месторождения.