Поэтому, чтобы иметь правильное представление о залежи недр приходится определять водонасыщенность и нефтенасыщенность коллекторов.

Водонасыщенность коллекторов обычно выражается в процентах и характеризуется коэффициентом водонасыщенности. Коэффициентом водонасыщенности породы называется отношение объема содержащейся в ней воды к суммарному объему пор. Нефтенасыщенность породы характеризуется коэффициентом нефтенасыщенности, выражающим отношение объема содержащейся в породе нефти к суммарному объему пор.

Нефтенасыщенность породы может быть определена путем экстрагирования образцов при помощи аппарата Сокслета или аппарата Закса. В последнем случае одновременно определяется и водонасыщенность коллекторов.

Сущность этого метода заключается в отгонке воды из породы одновременно с экстрагированием нефти. Растворителем ее служит толуол.

Если предположить, что в образце породы объем остаточной воды составляет примерно 15% от объема пор, то коэффициент насыщения данной породы нефтью будет составлять 85%. Интересно отметить, что И.М. Губкин и Д.В. Голубятников, не имея лабораторных анализов, считали, что коэффициент насыщения коллекторов нефтью колеблется в пределах 60–80%.

Как уже неоднократно ранее указывалось, прекращение эксплуатации нефтяного месторождения или пласта происходит в то время, когда в пласте остается еще много нефти, которую невозможно извлечь первичными способами. Поэтому исключительно важное значение имеет знание конечного коэффициента насыщения коллекторов нефтью, являющегося одним из основных параметров определения ее запасов.

Оценку производственных возможностей нефтяных пластов производят на основе определения коэффициента нефтеотдачи пласта, являющегося отношением количества могущей быть добытой нефти ко всему количеству ее, содержащемуся в пласте. В лабораторных условиях нефтеотдача керна определяется путем пропуска через него газа или воды. При этом нефтеотдача получается несколько пониженной, так как вследствие малой длины образцов породы и других причин при этих опытах невозможно воспроизвести условий, существующих при эксплуатации нефтяных пластов скважинами. Это следует учитывать при пользовании лабораторными данными для подсчета запасов нефти на разрабатываемых месторождениях.

Заключение

В нефтегазовом пласте существует гетерогенная система: газ, нефть, вода.

Знание физических закономерностей изменения свойств углеводородов дает возможность оценить количество полученных газов и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при извлечении их на поверхность.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий. К ним относятся высокие давления, повышенные температуры, молекулярно-поверхностные явления, наличие растворенного газа в нефти и др.

Пластовая нефть представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов, которые могут находиться либо в однофазном состоянии (нефть с растворенным газом), либо в двухфазном (газированная нефть и свободный газ).

Свойства пластовых нефтей можно определять также путем применения так называемого расчетного метода.

Поры коллекторов в нефтяной части пласта не полностью бывают заполнены нефтью. В них наряду с нефтью встречается также и вода. Кроме того, отдельные части (повышенные) коллекторов нередко бывают заполнены и газом.

залегание нефть проба движение

Список использованной литературы

1. Искендеров А.М. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений. Б., Азнефтьиздат, 1955 г.

2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1970.

3. Жданов М.А., Гординский Е.К., Ованесов М.Г. Основы промысловой геологии газа и нефти. М., Недра, 1975.

4. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

5. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений/А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен и др. М., Недра, 1975.