Насыщенность пласта флюидами

Кратко о главном

$S_x = V_x/V_p$ — доля объёма пор, а не всей породы; $S_w + S_o + S_g = 1$ . Объём углеводородов в единице объёма породы — $\phi\,(1 - S_w)$ .
Неснижаемая (связанная) водонасыщенность $S_{wirr}$ — вода, которую нефть или газ не смогли вытеснить при заполнении ловушки. Остаточная нефтенасыщенность $S_{or}$ — нефть, защемлённая после вытеснения водой или газом.
Над зеркалом свободной воды водонасыщенность убывает с высотой по кривой капиллярного давления: внизу переходная зона с подвижной водой, выше — зона неснижаемой воды, из которой приток безводный.
На керне насыщенность измеряют экстракцией (метод Дина–Старка) или отгонкой в реторте, но при бурении и подъёме керна она искажается; водонасыщенность надёжнее всего даёт керн, отобранный на растворе на углеводородной основе.
По каротажу водонасыщенность рассчитывают по удельному сопротивлению пласта и калибруют по керну и капиллярным данным.
Среднюю насыщенность осредняют с весом порового объёма $\phi h$ , а не толщины.

Ключевые соотношения

S_x = \dfrac{V_x}{V_p},\qquad S_w + S_o + S_g = 1

определение; $x$ — вода, нефть или газ

p_c = (\rho_w - \rho_o)\,g\,h

капиллярное давление на высоте $h$ над зеркалом свободной воды

\bar S_w = \dfrac{\sum_i S_{w,i}\,\phi_i\,h_i}{\sum_i \phi_i\,h_i}

средняя насыщенность — с весом порового объёма

E_D = \dfrac{1 - S_{wi} - S_{or}}{1 - S_{wi}}

коэффициент вытеснения — предел извлечения из промытого объёма

Где чаще всего ошибаются

Относить насыщенность к объёму породы, а не к объёму пор.
Путать начальную водонасыщенность с неснижаемой: в переходной зоне начальная выше, и вода там подвижна.
Переводить «остаточную водонасыщенность» как residual water saturation: в англоязычной литературе это irreducible (connate) water, а residual относится к нефти и газу.
Принимать нефтенасыщенность поднятого керна за пластовую: нефть в нём усадилась и частично вытеснена выделившимся газом.
Осреднять насыщенность по толщине без учёта пористости.

После урока вы сможете

дать определения водо-, нефте- и газонасыщенности и связать их с поровым объёмом и объёмом углеводородов;
различать начальную, неснижаемую и остаточную насыщенности и объяснять их физическую природу;
объяснить, почему водонасыщенность меняется с высотой над зеркалом свободной воды и что такое переходная зона;
рассчитать насыщенность по данным экстракции керна и понимать, почему керн искажает пластовые насыщенности;
правильно осреднить насыщенность по разрезу и рассчитать подвижную нефть и коэффициент вытеснения.

Что такое насыщенность

Пористость говорит, сколько в породе пустот, насыщенность — чем они заполнены. В нефтяном или газовом пласте поры почти никогда не заполнены одними углеводородами: вместе с ними всегда присутствует вода, оставшаяся со времени отложения осадка, а в газовой шапке или ниже давления насыщения — ещё и свободный газ.

Насыщенность

S_w = \frac{V_w}{V_p},\qquad S_o = \frac{V_o}{V_p},\qquad S_g = \frac{V_g}{V_p},\qquad S_w + S_o + S_g = 1

где:

$S_w,\ S_o,\ S_g$ водо-, нефте- и газонасыщенность, доли единицы (или % объёма пор)
$V_w,\ V_o,\ V_g$ объёмы воды, нефти и газа в порах при пластовых условиях, м³, см³
$V_p$ объём пор (как правило, открытых — сообщающихся), м³, см³

Единицы: любые одинаковые единицы объёма; насыщенности безразмерны

Справедливо, если

объёмы фаз и объём пор относятся к одним и тем же условиям — для пластовых насыщенностей к пластовым давлению и температуре;
насыщенность относят к тому же поровому объёму, что и используемая пористость (открытой или общей), иначе связанная вода будет учтена неверно.

Насыщенность — доля порового, а не всего объёма породы. Объём нефти в 1 м³ породы равен $\phi\,S_o$ : при $\phi = 0{,}20$ и $S_o = 0{,}75$ это 0,15 м³. Сумму $S_o + S_g = 1 - S_w$ называют нефтегазонасыщенностью.

СхемаРаспределение фаз в гидрофильной породе. Слева — нефтяная часть залежи до разработки: вода плёнками покрывает зёрна и заполняет узкие углы пор, нефть занимает центры пор,

S_w = S_{wirr}

. Справа — та же порода после заводнения: вода заняла сообщающиеся поры, нефть осталась разобщёнными каплями,

S_o = S_{or}

Начальная, неснижаемая и остаточная насыщенность

Нефть и газ образуются вне ловушки и приходят в неё, вытесняя воду, которая раньше заполняла поры. Вытеснить всю воду они не могут: в породе, которая лучше смачивается водой (таких коллекторов большинство), вода остаётся плёнками на зёрнах, в углах пор и в самых мелких порах, откуда её не выдавить никаким реально достижимым перепадом давления. При разработке уже вода или газ вытесняют нефть — и тоже не полностью.

Начальная водонасыщенность $S_{wi}$: водонасыщенность в данной точке пласта до начала разработки (initial water saturation). В основной части залежи она равна неснижаемой, в переходной зоне — больше неё.
Неснижаемая (связанная) водонасыщенность $S_{wirr}$: минимальная водонасыщенность, которой можно достичь, вытесняя воду нефтью или газом (irreducible water saturation; близкий термин — connate water, «погребённая» вода). Такая вода неподвижна: из этой части пласта приток безводный.
Остаточная нефтенасыщенность $S_{or}$: нефть, оставшаяся в промытой части пласта после вытеснения водой ( $S_{orw}$ ) или газом ( $S_{org}$ ) (residual oil saturation). Она удерживается капиллярными силами в виде разобщённых капель и при обычном заводнении больше не движется.
Критическая газонасыщенность $S_{gc}$: газонасыщенность, ниже которой выделившийся из нефти газ остаётся неподвижными пузырьками (critical gas saturation). Пока она не достигнута, газ в скважину почти не поступает.
Остаточная газонасыщенность $S_{gr}$: газ, защемлённый водой, которая наступает на газовую залежь (residual, или trapped gas). Эта часть газа остаётся в обводнившемся пласте.

Ориентировочные значения предельных насыщенностей

Величина: $S_{wirr}$
Типичный диапазон: 0,10–0,35 в хороших песчаниках; 0,4–0,6 и выше в мелкозернистых и глинистых породах
От чего зависит: размер пор и удельная поверхность (мелкие зёрна и глины удерживают больше воды), смачиваемость

Величина: $S_{orw}$ — после заводнения
Типичный диапазон: 0,15–0,40
От чего зависит: смачиваемость, строение порового пространства, начальная нефтенасыщенность

Величина: $S_{gc}$
Типичный диапазон: 0,02–0,10
От чего зависит: строение пор, темп снижения давления

Величина: $S_{gr}$
Типичный диапазон: 0,15–0,35
От чего зависит: строение пор, начальная газонасыщенность

Величина	Типичный диапазон	От чего зависит
$S_{wirr}$	0,10–0,35 в хороших песчаниках; 0,4–0,6 и выше в мелкозернистых и глинистых породах	размер пор и удельная поверхность (мелкие зёрна и глины удерживают больше воды), смачиваемость
$S_{orw}$ — после заводнения	0,15–0,40	смачиваемость, строение порового пространства, начальная нефтенасыщенность
$S_{gc}$	0,02–0,10	строение пор, темп снижения давления
$S_{gr}$	0,15–0,35	строение пор, начальная газонасыщенность

Порядки величин для ориентира. Для расчётов предельные насыщенности определяют в лаборатории на керне конкретного пласта.

Одни слова — разные величины

Русское «остаточная водонасыщенность» ( $K_{\text{во}}$ ) — это вода, не вытесненная нефтью при формировании залежи, то есть irreducible (connate) water saturation. Английское residual saturation обычно относится к нефти или газу, оставшимся после вытеснения.
Индекс $i$ в $S_{wi}$ в одних отчётах означает initial (начальная), в других — irreducible (неснижаемая). В основной части залежи они совпадают, в переходной зоне — нет. Проверяйте определение.

Предельные насыщенности ограничивают разработку с двух сторон: связанная вода уменьшает начальные запасы, остаточная нефть — ту их часть, которую можно вытеснить. Они же служат концевыми точками кривых относительной проницаемости: при $S_{wirr}$ вода не течёт, при $S_{or}$ перестаёт течь нефть. Какая фаза удерживается на поверхности зёрен, решает смачиваемость.

Насыщенность по высоте залежи и переходная зона

В залежи, пришедшей в равновесие, на каждой высоте разность давлений нефти и воды уравновешена капиллярными силами в порах. На зеркале свободной воды (free water level, ЗСВ) давления нефти и воды равны. Выше него давление в нефти превышает давление в воде тем больше, чем выше точка: столб нефти легче столба воды той же высоты. Эта разность и есть капиллярное давление $p_c$ на данной высоте.

Капиллярное давление на высоте над зеркалом свободной воды

p_c(h) = (\rho_w - \rho_o)\,g\,h

где:

$p_c$ капиллярное давление — разность давлений нефти и воды на высоте $h$ , Па
$\rho_w,\ \rho_o$ плотности пластовой воды и нефти в пластовых условиях (для газовой залежи вместо $\rho_o$ — плотность газа), кг/м³
$g$ ускорение свободного падения, 9,81, м/с²
$h$ высота над зеркалом свободной воды, м

Единицы: СИ

Справедливо, если

залежь находится в гидростатическом и капиллярном равновесии — до начала разработки или после длительной остановки;
вода и нефть образуют непрерывные фазы по всей высоте залежи.

Каждой высоте соответствует своё капиллярное давление, а каждому капиллярному давлению — своя водонасыщенность, которую задаёт распределение пор по размерам (кривая капиллярного давления, измеренная на керне). Так лабораторная кривая превращается в профиль насыщенности по высоте.

В других системах единиц (2)

Метрические промысловые единицы

p_c\,[\text{МПа}] = 0{,}00981\,(\rho_w - \rho_o)\,[\text{г/см}^3]\;h\,[\text{м}]

плотности — г/см³, высота — м, давление — МПа.

$0{,}00981 = 9{,}81\cdot 1000/10^6$ : перевод г/см³ в кг/м³ и Па в МПа.

Промысловые единицы (oilfield)

p_c\,[\text{psi}] = 0{,}433\,(\gamma_w - \gamma_o)\;h\,[\text{ft}]

$\gamma_w,\ \gamma_o$ — относительные плотности воды и нефти (по отношению к пресной воде), $h$ — футы, $p_c$ — psi.

$0{,}433$ psi/ft — градиент давления столба пресной воды.

РасчётРасчётный профиль водонасыщенности над зеркалом свободной воды (ЗСВ,

h = 0

) для условной породы с неснижаемой водонасыщенностью 0,20 (модель и параметры — в разделе «Модель профиля насыщенности»). Горизонтальная штриховая линия — водонефтяной контакт, вертикальная — неснижаемая водонасыщенность.

Снизу вверх выделяют несколько зон:

ниже зеркала свободной воды — водоносная часть пласта, $S_w = 1$ ;
от зеркала до водонефтяного контакта (ВНК) — поры всё ещё целиком заполнены водой: нефть не может войти даже в самые крупные поры, пока капиллярное давление не превысит порогового значения. Поэтому ВНК, который видят по каротажу и опробованию, лежит выше зеркала свободной воды;
переходная зона — водонасыщенность быстро убывает с высотой; подвижны обе фазы, и скважина даёт нефть с водой;
основная часть залежи — водонасыщенность близка к неснижаемой, вода неподвижна, приток безводный.

Что меняется, если…

…порода мелкозернистая и низкопроницаемая — поры мельче, капиллярные силы больше: переходная зона выше, неснижаемая водонасыщенность больше;
…вместо нефти газ — разность плотностей в несколько раз больше, нужное капиллярное давление набирается на меньшей высоте, и переходная зона тоньше (межфазное натяжение газ–вода выше и отчасти это компенсирует);
…нефть тяжёлая и по плотности близка к воде — переходная зона растягивается на десятки метров;
…порода лучше смачивается нефтью — вода удерживается слабее, переходная зона короче.

Кривые капиллярного давления, их пересчёт с керна на пласт и построение профиля насыщенности подробно разобраны в теме Капиллярное давление и переходная зона; сопоставление с замерами давления по разрезу — в теме Градиенты давления, контакты флюидов и капиллярное равновесие.

Насыщенность по керну

Прямой способ — извлечь флюиды из образца керна и измерить их количество. Поровый объём находят затем на том же очищенном образце (см. измерение пористости).

Как измеряют

1
Экстракция по Дину–Старку
Образец нагревают в парах кипящего растворителя, обычно толуола. Вода испаряется вместе с ним, конденсируется в холодильнике и собирается в градуированной ловушке — её объём читают напрямую. Нефть растворяется в толуоле; её массу находят по разности масс образца до экстракции и после экстракции и сушки за вычетом массы воды.
2
Отгонка в реторте
Образец нагревают в печи ступенями примерно до 650 °C; вода и нефть испаряются и собираются в градуированном приёмнике. Воду отсчитывают, пока не начала выделяться кристаллизационная вода минералов (глин, гипса), а объём нефти поправляют на потери при крекинге по калибровочной кривой. Метод быстрый, но образец разрушается.
3
Газ
В свежем образце объём незаполненных жидкостью пор можно измерить вдавливанием в них ртути; чаще газонасыщенность находят по разности $S_g = 1 - S_w - S_o$ .

Насыщенность по данным экстракции

S_w = \frac{V_w}{V_p},\qquad S_o = \frac{m_1 - m_2 - \rho_w V_w}{\rho_o\,V_p}

где:

$V_w$ объём воды, собранной в ловушке, см³
$m_1$ масса образца до экстракции, г
$m_2$ масса образца после экстракции и сушки, г
$\rho_w,\ \rho_o$ плотности собранной воды и дегазированной нефти, г/см³
$V_p$ поровый объём образца, измеренный после экстракции, см³

Единицы: г, см³, г/см³

Справедливо, если

вода и нефть извлечены полностью, растворитель удалён сушкой;
соли пластовой воды, оставшиеся в образце после испарения воды, не учтены — для минерализованных вод вводят поправку к объёму воды;
плотность нефти известна (по пробе дегазированной нефти).

Воду измеряют напрямую, нефть — по балансу масс. Полученные насыщенности относятся к керну на поверхности, а не к пласту: чтобы их сравнивать с пластовыми, нужно понимать, что произошло с керном при отборе и подъёме.

Расчётный примерНасыщенность образца по методу Дина–Старка

Исходные данные (условные)

Масса образца до экстракции $m_1$: 125,40 г
Масса после экстракции и сушки $m_2$: 116,80 г
Вода в ловушке $V_w$: 3,10 см³, плотность 1,00 г/см³
Плотность дегазированной нефти $\rho_o$: 0,85 г/см³
Поровый объём образца $V_p$: 13,00 см³ (гелиевый порозиметр после экстракции)
Условия отбора: бурение на растворе на углеводородной основе, образец выбурен из центральной части керна, куда фильтрат почти не проник; залежь недонасыщенная, объёмный коэффициент нефти 1,30 м³/м³

Решение

Вода: $S_w = 3{,}10/13{,}00 = 0{,}238$ .
Масса нефти: $m_1 - m_2 - \rho_w V_w = 125{,}40 - 116{,}80 - 3{,}10 = 5{,}50$ г; объём $V_o = 5{,}50/0{,}85 = 6{,}47$ см³; $S_o = 6{,}47/13{,}00 = 0{,}498$ .
Остальные поры, $1 - S_w - S_o = 0{,}264$ , на поверхности заняты газом и воздухом.
В пласте свободного газа не было, значит, нефтенасыщенность там была около $1 - S_w = 0{,}762$ . Одна только усадка нефти при подъёме оставила бы в образце $0{,}762/1{,}30 = 0{,}586$ порового объёма.

Ответ: На поверхности

S_w = 0{,}238

S_o = 0{,}498

; 26 % пор освободилось от жидкости.

Что это значит. Раствор на углеводородной основе не добавляет в керн воды, а связанная пластовая вода неподвижна и остаётся в образце, поэтому $S_w \approx 0{,}238$ — хорошая оценка пластовой неснижаемой водонасыщенности. Нефтенасыщенность керна искажена: нефть усадилась при выделении газа, а расширяющийся газ вытолкнул часть её из образца — измерено 0,498 против 0,586, которые дала бы одна усадка, и 0,762 в пласте. Освободившиеся 26 % пор — не пластовый газ, а следствие подъёма керна. Данные примера условные.

Почему керн искажает насыщенность

Проникновение фильтрата. При бурении на водной основе фильтрат вытесняет из керна подвижную нефть: водонасыщенность завышается, нефтенасыщенность падает почти до остаточной.
Подъём на поверхность. Давление падает, растворённый газ выделяется и расширяется, выталкивая нефть и воду, а сама нефть усаживается.
Хранение и обработка. Незащищённый керн теряет воду и лёгкие фракции нефти испарением.
Поэтому для пластовой водонасыщенности отбирают керн на растворе на углеводородной основе, а в особых случаях — керноприёмником, сохраняющим пластовое давление; такой керн замораживают и размораживают уже при анализе, собирая все выделившиеся флюиды.

Насыщенность по каротажу

Минеральный скелет большинства пород и углеводороды электрический ток практически не проводят; проводит минерализованная пластовая вода. Поэтому удельное сопротивление пласта растёт при уменьшении водонасыщенности. Для чистых (неглинистых) коллекторов связь описывает эмпирическое уравнение Арчи:

Водонасыщенность по уравнению Арчи (чистый коллектор)

S_w = \left(\frac{a\,R_w}{\phi^m\,R_t}\right)^{1/n}

где:

$R_t$ удельное сопротивление неизменённой части пласта (за зоной проникновения), Ом·м
$R_w$ удельное сопротивление пластовой воды при пластовой температуре, Ом·м
$\phi$ пористость, доли единицы
$a,\ m,\ n$ эмпирические коэффициенты; для песчаников часто $a \approx 1$ , $m \approx n \approx 2$ , но их определяют на керне, —

Единицы: сопротивления — в одинаковых единицах (Ом·м); остальные величины безразмерны

Справедливо, если

ток проводит только пластовая вода: глин и проводящих минералов нет (для глинистых пород — другие модели, Насыщенность глинистых коллекторов);
$R_t$ исправлено за влияние скважины и зоны проникновения, $R_w$ приведено к пластовой температуре.

При $n = 2$ сопротивление обратно пропорционально квадрату водонасыщенности: вдвое меньше воды — вчетверо выше сопротивление. Пористость входит в формулу, поэтому её ошибка переходит в ошибку $S_w$ . Как выбирать коэффициенты и оценивать неопределённость, разбирает тема Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов.

Кроме сопротивления, насыщенность оценивают по ядерно-магнитному каротажу, который разделяет связанную и подвижную воду (Ядерно-магнитный каротаж), а в обсаженных скважинах — импульсными нейтронными методами, позволяющими следить за изменением насыщенности при разработке. Все каротажные оценки калибруют по керну и по кривым капиллярного давления: три независимых источника должны давать согласованный профиль насыщенности по высоте.

Средняя насыщенность и объём углеводородов

Насыщенность — доля порового объёма, поэтому осреднять её нужно с весом порового объёма $\phi h$ : прослой с большей пористостью содержит больше флюида. Простое среднее по толщине переоценивает влияние плотных прослоев, которые обычно и более водонасыщены.

Средняя водонасыщенность по разрезу

\bar S_w = \frac{\sum_i S_{w,i}\,\phi_i\,h_i}{\sum_i \phi_i\,h_i}

где:

$S_{w,i}$ водонасыщенность $i$ -го прослоя, доли единицы
$\phi_i$ пористость $i$ -го прослоя, доли единицы
$h_i$ эффективная толщина $i$ -го прослоя, м

Единицы: толщины — в одинаковых единицах; пористость и насыщенность — в долях единицы

Справедливо, если

в сумму входят только прослои коллектора;
пористость и насыщенность получены согласованно — по одному определению пористости.

С таким средним объём углеводородов на единицу площади $\sum_i \phi_i h_i\,(1 - S_{w,i})$ в точности равен $\bar\phi\,h\,(1 - \bar S_w)$ — произведению, которое подставляют в объёмный подсчёт запасов.

Расчётный примерСреднее по поровому объёму и среднее по толщине

Исходные данные (условные)

Прослой 1: толщина 4,0 м, пористость 0,25, водонасыщенность 0,20
Прослой 2: толщина 6,0 м, пористость 0,12, водонасыщенность 0,55

Решение

Поровые объёмы на 1 м² площади: $\phi_1 h_1 = 0{,}25\cdot 4{,}0 = 1{,}00$ м³, $\phi_2 h_2 = 0{,}12\cdot 6{,}0 = 0{,}72$ м³.
Среднее с весом порового объёма: $\bar S_w = \dfrac{0{,}20\cdot 1{,}00 + 0{,}55\cdot 0{,}72}{1{,}00 + 0{,}72} = 0{,}347$ .
Среднее по толщине (неверно): $\dfrac{0{,}20\cdot 4{,}0 + 0{,}55\cdot 6{,}0}{10{,}0} = 0{,}41$ .
Объём углеводородов на 1 м² площади: $\sum \phi_i h_i\,(1 - S_{w,i}) = 1{,}124$ м³. Со средним по толщине вышло бы $(1{,}00 + 0{,}72)(1 - 0{,}41) = 1{,}015$ м³ — на 9,7 % меньше.

Ответ: Средняя водонасыщенность — 0,347, а не 0,41; объём углеводородов — 1,124 м³ на 1 м² площади в пластовых условиях.

Что это значит. Плотный прослой занимает 60 % толщины, но лишь 42 % порового объёма. Среднее по толщине переносит его высокую водонасыщенность на весь пласт и занижает запасы почти на десятую часть. Данные примера условные.

Подвижная нефть и коэффициент вытеснения

Предельные насыщенности показывают, какую часть нефти можно вытеснить там, куда пришла вода. Вначале нефть занимает $1 - S_{wi}$ объёма пор, после полной промывки — $S_{or}$ ; разность — подвижная нефть.

Коэффициент вытеснения

E_D = \frac{S_{oi} - S_{or}}{S_{oi}} = \frac{1 - S_{wi} - S_{or}}{1 - S_{wi}}

где:

$E_D$ коэффициент вытеснения — доля начальной нефти, вытесняемая из полностью промытого объёма, доли единицы
$S_{oi} = 1 - S_{wi}$ начальная нефтенасыщенность (свободного газа нет), доли единицы
$S_{wi}$ начальная водонасыщенность; в основной части залежи равна неснижаемой, доли единицы
$S_{or}$ остаточная нефтенасыщенность для данного вытесняющего агента (воды или газа), доли единицы

Единицы: доли единицы

Справедливо, если

рассматриваемый объём промыт полностью (коэффициент охвата равен единице);
давление поддерживается, и объёмный коэффициент нефти в начале и в конце одинаков — иначе расчёт ведут в стандартных объёмах;
$S_{or}$ определена в лаборатории для того же вытесняющего агента и условий, близких к пластовым.

Это верхний предел извлечения из промытой части пласта. Реальный коэффициент извлечения нефти равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициенты охвата по площади и по разрезу, поэтому он заметно ниже.

Расчётный примерПодвижная нефть участка пласта

Исходные данные (условные)

Поровый объём участка: 2,0 млн м³
Начальная (неснижаемая) водонасыщенность $S_{wi}$: 0,25
Остаточная нефтенасыщенность после заводнения $S_{or}$: 0,30 (опыты по вытеснению на керне)
Объёмный коэффициент нефти: 1,25 м³/м³, давление поддерживается закачкой

Решение

Начальная нефтенасыщенность $S_{oi} = 1 - 0{,}25 = 0{,}75$ ; нефти в пласте $2{,}0\cdot 0{,}75 = 1{,}50$ млн м³, или $1{,}50/1{,}25 = 1{,}20$ млн м³ в стандартных условиях.
Подвижная нефть: $1 - S_{wi} - S_{or} = 0{,}45$ объёма пор, то есть $2{,}0\cdot 0{,}45/1{,}25 = 0{,}72$ млн м³ в стандартных условиях.
Коэффициент вытеснения: $E_D = 0{,}45/0{,}75 = 0{,}60$ .
Если бы по ошибке приняли $S_{or} = 0{,}20$ : $E_D = (1 - 0{,}25 - 0{,}20)/0{,}75 = 0{,}73$ — извлекаемая нефть была бы завышена на 22 %.

Ответ: Из промытой части участка можно вытеснить не больше 60 % начальной нефти — 0,72 млн м³ из 1,20 млн м³.

Что это значит. Даже идеально промытый объём сохраняет 40 % своей нефти — это цель методов увеличения нефтеотдачи, снижающих межфазное натяжение или меняющих смачиваемость. В реальном пласте вода обходит часть объёма, и коэффициент извлечения ещё ниже. Ошибка в 0,1 при оценке $S_{or}$ меняет извлекаемые запасы примерно на пятую часть, поэтому остаточную нефтенасыщенность определяют на керне своего пласта, а не берут по аналогии. Данные примера условные.

Предельные насыщенности — концевые точки кривых относительной проницаемости и функции доли воды в потоке; через них рассчитывают фронт вытеснения в теории Баклея–Леверетта.

Термины и обозначения

Насыщенность $S$ ( $K_{\text{в}}$ , $K_{\text{н}}$ , $K_{\text{г}}$ ): доля объёма пор, занятая данным флюидом; сумма по всем фазам равна единице.
Неснижаемая водонасыщенность $S_{wirr}$: минимальная водонасыщенность, достижимая вытеснением воды нефтью или газом; такая вода неподвижна.
Остаточная нефтенасыщенность $S_{or}$: нефть, защемлённая в промытом объёме после вытеснения водой или газом.
Зеркало свободной воды: уровень, на котором давления нефти и воды равны, а капиллярное давление равно нулю; ВНК лежит выше него.
Переходная зона: интервал над ВНК, где водонасыщенность убывает с высотой и подвижны обе фазы.
Коэффициент вытеснения $E_D$: доля начальной нефти, вытесняемая из полностью промытого объёма; не зависит от охвата пласта.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Водонасыщенность 30 % — значит, вода занимает 30 % объёма породы».

На самом деле

30 % объёма пор. При пористости 20 % вода занимает 6 % объёма породы.

Неверно

«Скважина даёт воду — значит, пласт водоносный».

На самом деле

В переходной зоне подвижны и нефть, и вода: нефтенасыщенный пласт может давать обводнённую продукцию. Нужны профиль насыщенности по высоте и положение интервала относительно ВНК.

Неверно

«Нефтенасыщенность керна — это нефтенасыщенность пласта».

На самом деле

При подъёме нефть усаживается и вытесняется выделившимся газом, а при бурении на водной основе её вытесняет фильтрат. Керн на углеводородном растворе надёжно даёт водонасыщенность, но не нефтенасыщенность.

Неверно

«Остаточную нефть можно добыть, если закачать больше воды».

На самом деле

Остаточная нефть удерживается капиллярными силами в виде разобщённых капель, и дополнительная прокачка воды её почти не мобилизует. Нужны методы, меняющие межфазное натяжение, смачиваемость или вязкости фаз.

Неверно

«Среднюю водонасыщенность считаю как среднее по толщине».

На самом деле

Насыщенность — доля порового объёма; её осредняют с весом $\phi h$ . Среднее по толщине переоценивает плотные, более водонасыщенные прослои.

Подробно: для продвинутых

Модель профиля насыщенности, использованная на графике

Кривую капиллярного давления при дренировании (нефть вытесняет воду) часто аппроксимируют степенной зависимостью Брукса–Кори. Подставив в неё капиллярное давление на высоте $h$ , получают профиль водонасыщенности:

Профиль водонасыщенности по модели Брукса–Кори

S_w(h) = S_{wirr} + (1 - S_{wirr})\left(\frac{p_d}{(\rho_w - \rho_o)\,g\,h}\right)^{\lambda},\qquad h > h_d = \frac{p_d}{(\rho_w - \rho_o)\,g}

где:

$p_d$ пороговое давление (давление входа): капиллярное давление, при котором нефть начинает входить в самые крупные поры, Па
$\lambda$ показатель распределения пор по размерам: чем он больше, тем однороднее поры и тем резче переход, —
$h_d$ высота ВНК над зеркалом свободной воды; ниже неё $S_w = 1$ , м
$S_{wirr},\ \rho_w,\ \rho_o,\ g,\ h$ как выше в уроке, —, кг/м³, м/с², м

Единицы: СИ

Справедливо, если

кривая дренирования: залежь сформировалась, когда нефть вытесняла воду, и с тех пор не промывалась;
порода однородна по высоте; для слоистого пласта профиль строят для каждого типа породы отдельно;
параметры $p_d$ , $\lambda$ и $S_{wirr}$ подбирают по кривым капиллярного давления керна, пересчитанным к пластовым условиям.

Высота переходной зоны растёт с пороговым давлением (мелкие поры) и падает с разностью плотностей фаз; показатель $\lambda$ определяет, насколько круто насыщенность приближается к неснижаемой.

Расчётный примерПрофиль насыщенности для условной породы (данные графика)

Исходные данные (условные)

Порода: $S_{wirr} = 0{,}20$ , $p_d = 5$ кПа в пластовых условиях, $\lambda = 1{,}5$
Флюиды: $\rho_w = 1050$ кг/м³, $\rho_o = 780$ кг/м³

Решение

Прирост капиллярного давления на метр высоты: $(\rho_w - \rho_o)\,g = 270\cdot 9{,}81 = 2649$ Па/м.
Высота ВНК над зеркалом свободной воды: $h_d = 5000/2649 = 1{,}9$ м.
На высоте 5 м: $p_c = 13\,244$ Па, $S_w = 0{,}20 + 0{,}80\,(5000/13\,244)^{1{,}5} = 0{,}39$ .
На высоте 10 м: $S_w = 0{,}27$ ; на 20 м — 0,22; на 40 м — 0,21.
Высота, где $S_w$ опускается до 0,25: $(5000/p_c)^{1{,}5} = (0{,}25 - 0{,}20)/0{,}80 = 0{,}0625$ , откуда $p_c = 31\,748$ Па и $h = 31\,748/2649 = 12$ м.

Ответ: ВНК лежит в 1,9 м над зеркалом свободной воды; переходная зона с подвижной водой простирается примерно до 12 м, выше вода практически неподвижна.

Что это значит. Интервал в нижних метрах над ВНК даст много воды; чем выше вскрытие, тем меньше обводнённость, а безводный приток можно ожидать лишь примерно с 12 м над зеркалом свободной воды. Данные примера условные.

Объёмная водонасыщенность и признак неснижаемой воды

Произведение $\phi\,S_w$ — объём воды в единице объёма породы (bulk volume water, объёмная влажность). В зоне неснижаемой воды для одного типа породы оно близко к постоянному: чем меньше поры, тем ниже пористость и тем больше доля пор, занятая связанной водой. На графике зависимости $S_w$ от $\phi$ такие точки ложатся на гиперболу $\phi\,S_w = \text{const}$ .

Это удобная проверка: если по каротажу $\phi\,S_w$ почти одинаково в интервале, он, скорее всего, находится выше переходной зоны и будет давать безводную продукцию; разброс и рост $\phi\,S_w$ вниз по разрезу указывают на переходную зону. У уравнения Арчи с $m = n = 2$ есть и обратная сторона: $\phi\,S_w = \sqrt{a R_w/R_t}$ не зависит от пористости, поэтому вся ошибка пористости переходит в объём углеводородов $\phi - \phi S_w$ , причём с усилением.

Связь с другими темами

Пористость — ёмкость породы, к объёму пор которой относятся все насыщенности.
Капиллярное давление и переходная зона — кривые капиллярного давления и построение профиля насыщенности над ВНК.
Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов — расчёт водонасыщенности по сопротивлению и выбор коэффициентов уравнения Арчи.
Относительная проницаемость — как проницаемость для каждой фазы зависит от насыщенности; концевые точки — $S_{wirr}$ и $S_{or}$ .
Смачиваемость и межфазные явления — почему вода или нефть удерживается на поверхности зёрен и как это меняет предельные насыщенности.
Подсчёт запасов объёмным методом — как насыщенность входит в подсчёт запасов.

Проверьте себя

1
В образце пористостью 25 % вода занимает 5 % объёма породы, остальные поры заполнены нефтью. Какова нефтенасыщенность?
1. А.5 %
2. Б.20 %
3. В.75 %
4. Г.80 %
Показать ответ
Правильный ответ: Г. 80 %
Насыщенность относится к объёму пор: $S_w = 0{,}05/0{,}25 = 0{,}20$ , значит $S_o = 1 - 0{,}20 = 0{,}80$ , то есть 80 %.
2
Одна скважина вскрыла пласт в 30 м над ВНК и даёт безводную нефть, другая — в 3 м над ВНК и даёт нефть с водой. Как это объяснить?
1. А.Во второй скважине некачественное цементирование
2. Б.Вторая скважина вскрыла переходную зону, где подвижны обе фазы
3. В.В первой скважине выше неснижаемая водонасыщенность
4. Г.В первой скважине нефть легче
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Вторая скважина вскрыла переходную зону, где подвижны обе фазы
Над ВНК водонасыщенность убывает с высотой. Невысоко над контактом она больше неснижаемой, вода подвижна, и скважина даёт смесь; высоко над контактом вода связанная и неподвижна. Некачественный цемент тоже может дать воду, но это отдельная гипотеза, которую проверяют другими исследованиями.
3
Почему для определения пластовой водонасыщенности предпочитают керн, отобранный на растворе на углеводородной основе, а для остаточной нефтенасыщенности он не годится?
Показать ответ
Фильтрат такого раствора вытесняет из керна подвижную нефть, но связанная вода неподвижна и остаётся — керн сохраняет неснижаемую водонасыщенность. Нефть же в керне смешана с фильтратом, усажена и частично вытеснена газом при подъёме, поэтому о пластовой или остаточной нефтенасыщенности такой керн не говорит. Остаточную нефтенасыщенность определяют в лабораторных опытах по вытеснению на керне.
4
Чистый песчаник: пористость 0,18, $R_t = 25$ Ом·м, $R_w = 0{,}04$ Ом·м, $a = 1$ , $m = n = 2$ . Найдите водонасыщенность и объём нефти в 1 м³ породы.
Показать ответ
$S_w = \sqrt{0{,}04/(0{,}18^2\cdot 25)} = \sqrt{0{,}04/0{,}81} = 0{,}222$ . Нефтенасыщенность $1 - 0{,}222 = 0{,}778$ , объём нефти в 1 м³ породы — $0{,}18\cdot 0{,}778 = 0{,}14$ м³ в пластовых условиях.
5
Начальная водонасыщенность 0,20, остаточная нефтенасыщенность после заводнения 0,35. Чему равен коэффициент вытеснения?
1. А.0,35
2. Б.0,45
3. В.0,56
4. Г.0,80
Показать ответ
Правильный ответ: В. 0,56
$E_D = (1 - 0{,}20 - 0{,}35)/(1 - 0{,}20) = 0{,}45/0{,}80 = 0{,}56$ . Число 0,45 — это подвижная нефть в долях объёма пор, а не в долях начальной нефти.
6
Как изменится высота переходной зоны, если в той же породе над водой находится не нефть, а газ?
Показать ответ
Капиллярное давление набирается разностью плотностей: у пары вода–газ она примерно втрое больше, чем у пары вода–нефть, поэтому то же капиллярное давление достигается на втрое меньшей высоте. Межфазное натяжение газ–вода выше, чем нефть–вода, и отчасти компенсирует эффект, но в целом переходная зона газовых залежей заметно тоньше.

Обновлено: 22 сентября 2026 г.