Современные исследования показывают, что содержание связанной воды в нефтеносных пластах колеблется от 6 до 70%. Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше, чем меньше проницаемость пористой среды и размеры поровых каналов, чем больше число этих каналов и удельная поверхность пород и чем меньше количество поверхностно-активных веществ в нефтях, содержащихся в пласте.
Связанная вода обычно содержит больше солей, чем морская, и характеризуется большим разнообразием природы и количества растворенных ионов.
Для определения объема пор, занятых нефтью, необходимо знать количество содержащейся в нем связанной воды, т.е. коэффициент водонасыщенности.
Точно установить количество связанной воды по кернам, отобранным колонковыми долотами при промывке скважины глинистым раствором, нельзя, так как в процессе отбора керна колонковым долотом и при подъеме его из скважины вода из глинистого раствора попадает в образец породы и искажает истинное содержание в нем воды.
Для более точного определения количества связанной воды необходимо бурить специальные скважины, ствол которых при вскрытии продуктивного пласта и отбора керна для лабораторного исследования заполняют промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе. Проникающая в этом случае в керн нефть не искажает содержания в нем связанной воды, так как даже при наличии значительных градиентов давления избыточное капиллярное давление, под которым находится в порах связанная вода, превышает эти давления и связанная вода прочно удерживается в порах породы.
Если бурение специальных скважин с применением промывочной жидкости на нефтяной основе не производилось, то представление о содержании связанной воды в породе можно получить путем использования различных косвенных методов. К их числу относятся:
1) определение зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью;
2) определение зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью (метод капиллярных давлений);
3) метод центрифугирования;
4) определение содержания хлоридов в керне. Рассмотрим каждый метод отдельно.
1. Исследованиями установлено, что водонасыщенность нефтяных пластов с увеличением проницаемости пород уменьшается. Однако из сопоставления кривых Маскета, Джонса и Закса следует, что для каждого месторождения, точнее для каждого пласта, зависимость водонасыщенности от проницаемости имеет свою особенность.
Следовательно, осредненные кривые П. Джонса, рекомендуемые им для оценки водонасыщенности мелкозернистых, средне-зернистых и крупнозернистых песков, а также известняков, не могут претендовать на универсальность. Поэтому применение этих кривых для определения коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов дает лишь приближенные значения. Эффективное использование зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью возможно только после построения ее по фактическим данным для конкретного исследуемого пласта.
2. Сущность метода капиллярных давлений вкратце заключается в следующем. Проэкстрагированный и высушенный образец породы насыщают под вакуумом керосином или водой и помещают в цилиндр с полупроницаемой мембраной. Затем путем нагнетания в цилиндр воздуха или керосина, если образец насыщен водой, последовательно создают все более повышающиеся давления. При этом каждое давление поддерживается постоянным все время, пока происходит вытеснение жидкости из тех пор, в которых капиллярное давление преодолено давлением в цилиндре. В процессе проведения опыта количество вытесненной из образца жидкости при каждом давлении определяют взвешиванием. По полученным данным строят кривую зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью.
Минимальная водонасыщенность, получившаяся при опыте, будет характеризовать количество связанной воды в данном образце породы.
Недостатком метода капиллярных давлений является длительность проведения опыта, продолжающегося иногда несколько недель.
3. Метод центрифугирования был разработан А. Ф. Лебедевым и применен им для изучения движения почвенных и грунтовых вод. При этом методе исследуемый образец породы экстрагируют, высушивают и насыщают под вакуумом водой, которую удаляют из образца центрифугированием. Вода, удерживающаяся в породе, определяется по разности весов между образцом со стабильной остаточной водой после центрифугирования и сухим образцом. Так как центрифугирование продолжается несколько минут, то этот метод имеет преимущество перед описанными выше в быстроте выполнения работы.
Однако при этом методе, а также и при методе капиллярных давлений не воспроизводятся пластовые условия, что собственно и делает их приближенными методами оценки содержания связанной воды в породе.
4. Существует еще метод оценки водонасыщенности нефтеносных пород путем определения содержания в них хлоридов. Метод основан на определении процентного содержания хлоридов в связанной воде исследуемого пласта и сопоставлении с ним содержания хлоридов в других кернах пласта. Однако исследования показали, что определения содержания связанной воды в керне, полученные по этому методу, дают большие отклонения от истинного содержания связанной воды в пласте, чем все описанные выше методы. Это объясняется тем, что состав связанной воды может сильно отличаться от состава пластовой воды.
При рассмотрении вопроса о нефтенасыщенности пород большое значение для определения содержания связанной воды в породах имеют промыслово-геофизические методы, которые следует широко применять.
Для более рационального использования геофизических данных необходимо производить комплексные исследования, сопоставляя результаты определения нефтегазонасыщенности геофизическими методами с данными, полученными в специальных скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе.
Применение косвенных методов определения коэффициента нефтенасыщенности связано с тем, что в настоящее время еще нет разработанной методики и аппаратуры для отбора керна с сохранением пластовых условий, что позволило бы непосредственно определять коэффициент нефтенасыщения.
Задание №3.
Задача.
Определить карбонатность пород при действии соляной кислоты.
Дано:
Количество породы: а = 7,5 г.
Количество выделившегося углекислого газа (СО2 ): V = 81 см3 .
Температура в момент определения СО2: Т = 23 °С.
Барометрическое давление: Р = 750 мм.рт.ст.
Под карбонатностью пород нефтяных месторождений подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды Na2CO3, поташа K2CO3, известняка CaCО3, доломита CaCО3. MgCO3, сидерита FeCO3 и т.д. Содержание этих солей в нефтесодержащих породах колеблется в широких пределах.
При определении карбонатности пород все расчеты ведутся на СаСО3.
Для определения карбонатности пород существуют три способа:
1) Способ, основанный на титровании раствора HCl при взаимодействии его с карбонатами.
2) Способ, основанный на определении веса углекислоты;
3) Способ, основанный на определении объема углекислоты.
Наиболее распространенным и простым из них является способ, основанный на измерении объема СО2 при выделении его из породы в процессе воздействия на нее соляной кислотой.
Содержание карбонатов в пересчете на СаСО3 по найденному объему СО2 (в %) подсчитывают по формуле:
Vp
Кa = ——, где
4,4 a
Ка – содержание СаСО3 в породе в %;
V – найденный объем СО2 в см3;
р – вес 1 см3 при температуре и барометрическом давлении во время отсчета в мг;
а – вес исследуемого образца в г.
p = 1,832 мг (из таблицы «Пересчет миллилитров СО2 в миллиграммы»)
Ответ: Карбонатность данной породы при заданных условиях равна 4,5 %.
Литература.
1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1971г.
2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1982г.
3. Котяхов Ф.И. Физика нефтяного и газового коллектора. Изд. «Недра». М. 1997г.
4. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. «Недра». М. 1982г.