Флюидонасыщенность – коллекторское свойство горной породы, характеризующее степень заполнения пор данной горной породы конкретным флюидом (газ/нефть/вода).
Рассчитанные значения нефте и газонасыщенности используются при подсчете запасов нефти и газа месторождений.
В физическом смысле флюидонасыщенность определяется как доля общего объема пор, заполненного водой, нефтью или газом.
Водонасыщенность (Swater) = Vwater / Vpor
Нефтенасыщенность (Soil) = Voil / Vpor
Газонасыщенность (Sgas) = Vgas / Vpor
Сумма насыщенностей каждого флюида, содержащегося в горной породе равна единице:
Sgas + Soil + Swater = 1
Теории органического происхождения нефти предполагают, что ловушки нефти и газа в процессе их образования изначально заполнялись водой, а впоследствии мигрировавшие или образовавшиеся в них углеводороды вытесняли содержащуюся в пластах-ловушках воду до некоторого значения остаточной водонасыщенности.
Таким образом, нефтенасыщенные пласты-коллекторы, помимо нефти, всегда содержат какое-либо количество воды.
Методы измерения флюидонасыщенности
Существует два способа определения флюидонасыщенности:
- измерение на керне
- по методам ГИС
Измерение на керне – прямой способ определения насыщенностей т.к. подразумевает под собой определение количественного содержания флюидов в процессе экстракции (используется аппарат Закса). Для получения наиболее точных результатов образцы керна для данного способа измерения должны быть получены при бурении на безводном растворе с отбором изолированного (герметизированного) керна, т.к. такой способ отбора позволяет сохранять первоначальное распределение флюидов в получаемом керне.
После экстрагирования образец керна можно использовать для определения пористости и проницаемости.
Объем нефти в исследуемом образце вычисляется по формуле:
Коэффициент нефтенасыщенности вычисляется следующим образом:
Формула определения коэффициента водонасыщенности:
Vн- объем нефти в образце, см³
Кн- коэффициент нефтенасыщенности, д.е.
Кв- коэффициент водонасыщенности, д.е.
Vв- объем воды, выделившейся из образца, см³
m1- масса образца, насыщенного нефтью, водой, г
m2- масса экстрагированного и высушенного образца, г
ρн- плотность нефти, г/см³
ρнв- плотность воды, г/см³
ρо- объемная плотность породы, г/см³
Кп- открытая пористость, д.е.
Определение насыщенностей по методам ГИС – косвенный способ, в котором получаемые значения определяются исходя из выбранной математической модели (может не совпадать со значениями прямых замеров).
