Cтраница 2
Во-первых, в природных условиях поры нефтесодержагцих пород всегда заполнены водой и нефтью независимо от того, какая часть из них принимает участие в движении жидкостей в пласте. Если пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом, то участки пласта, прилегающие к газовой шапке, могут быть заполнены водой, нефтью и газом. В связи с этим при определении водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности кернов в лабораторных условиях всегда пользуются коэффициентом полной пористости. [16]
Несмотря на это остаточную нефтенасыщенность кернов смешивают иногда с истинной нефтенасыщен-ностью пласта. Однако отсюда не следует, что остаточная нефтенасыщенность не представляет никакого интереса. Остаточная нефтенасыщенность кернов может служить некоторым показателем нефтеотдачи пластов, если придерживаться определенных правил отбора и подъема керна на поверхность. Нетрудно понять, что незначительная нефтенасыщенность кернов при объеме пор, значительно превышающем суммарный объем нефти и воды в керне, свидетельствует как раз о хорошей нефтеотдаче пласта; высокая же остаточная нефтенасыщенность при малом значении коэффициента водонасыщенности свидетельствует о плохой нефтеотдаче пласта. [17]
Положение контактов определяется на основе тщательного изучения данных об остаточной нефтенасыщенности кернов в зависимости от глубины отбора. Образцы, отобранные в нефтенасыщенных зонах, в основной части будут иметь постоянную остаточную нефте-насыщенность, равную примерно 15 % или более. Таким образом, по изменению остаточной нефтенасыщенности кернов в зависимости от глубины их отбора определяется положение газо-нефтяного контакта. При углублении скважины, в которой отбирается керн, до водо-нефтяного контакта и ниже нефтенасыщенность кернов также постепенно уменьшается до нуля. [18]