Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области
Согласно результатам литолого-петрографических исследований породы-коллекторы, вскрытые скважинами Лижяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11 (2046,8 м), образовались в прибрежно-морских условиях, а вскрытые скважиной Лижяй-1 (2127,6 м) – в условиях морского шельфа. Матрица пород характеризуется довольно выс...
Збережено в:
| Дата: | 2011 |
|---|---|
| Автори: | , , , , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Russian |
| Опубліковано: |
Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
2011
|
| Назва видання: | Геодинаміка |
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/60558 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Цитувати: | Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области / Н.Ю. Нестеренко, А. Клейнас, Ю.М. Вихоть, А.П. Боднарчук, В.В. Иванов, Л.В. Гаврилец. // Геодинаміка. — 2011. — № 1(10). — С. 94-102. — Бібліогр.: 10 назв. — рос. |
Репозитарії
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-60558 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-605582025-06-03T16:24:24Z Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области Літолого-петрофізичні і нафтовіддавальні властивості порід-колекторів пакерортського горизонту і дейменаської серії Балтійської нафтоносної області Lithologic, petrophysical and oil recovery properties of reservoir rocks in pakerort horizon and deymenask series of the Baltic Sea oil area Нестеренко, Н.Ю. Вихоть, Ю.М. Боднарчук, А.П. Иванов, В.В. Гаврилец, Л.В. Клейнас, А. Геологія Согласно результатам литолого-петрографических исследований породы-коллекторы, вскрытые скважинами Лижяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11 (2046,8 м), образовались в прибрежно-морских условиях, а вскрытые скважиной Лижяй-1 (2127,6 м) – в условиях морского шельфа. Матрица пород характеризуется довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость (с учётом эффекта Клинкенберга) изменяется от 0,1×10-15 м2 до 80,1×10-15 м2, открытая пористость – от 4,1 до 13,3 %. Экспериментально установлено, что по отношению к объему эффективных пор, в зависимости от проницаемости пород, структура нефтенасыщенности выглядит следующим образом: свободноподвижная нефть – 34–67 %, пленочная нефть – 30–41 %, адсорбированная нефть – 2–30 %. Коэффициенты вытеснения нефти водой за безводный период составляют 0,34–0,67, а максимально возможные (с внедрением вторичных методов повышения нефтеотдачи) при заводнении – 0,46–0,77. За результатами літолого-петрографічних досліджень породи-колектори, розкриті свердловинами Ліжяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11 (2046,8 м), утворились у прибережно-морських умовах, а розкриті свердловиною Ліжяй-1 (2127,6 м) – в умовах морського шельфу. Матриця порід характеризується доволі високими фільтраційно-ємнісними властивостями: проникність (з урахуванням ефекту Клінкенберга) змінюється від 0,1×10-15 м2 до 80,1×10-15 м2, відкрита пористість – від 4,1 до 13,3 %. Експериментально встановлено, що стосовно об’єму ефективних пор, залежно від проникності порід, структура нафтонасичення виглядає так: вільнорухома нафта – 34–67 %, плівкова нафта – 30–41 %, адсорбована нафта – 2–30 %. Коефіцієнт витіснення нафти водою за безводний період становить 0,34– 0,67, а максимально можливий (після впровадження вторинних методів підвищення нафтовилучення) після заводнення – 0,46–0,77. According to the results of litho-petrographic investigations the rock reservoirs discovered by Lyzhiay-1 (2129 m), Vezhaiciay-11 (2046,8 m ) boreholes were formed under the coastal-marine conditions, and discovered by the Lyzhiay-1 (2127,6 m) borehole they were formed under the sea shelf conditions. Matrix of the rocks is characterized by high reservoir properties: permeability (taking into consideration the Klinkenberg effect) changes from 0,1×10-15 м2 to 80,1×10-15 м2 and open porosity changes from 4,1 to 13,3 %. The experiment has shown that in relation to the volume of effective pores and depending on the level of rock permeability, the structure of oil saturation is the following: free oil – 34–67 %, film oil – 30–41 %, absorbed oil – 2–30 %. The coefficient of water-oil displacement during waterless period is 0,34–0,67 and the maximum coefficient with the usage of secondary oil recovery enhancement methods during watering is 0,46-0,77. 2011 Article Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области / Н.Ю. Нестеренко, А. Клейнас, Ю.М. Вихоть, А.П. Боднарчук, В.В. Иванов, Л.В. Гаврилец. // Геодинаміка. — 2011. — № 1(10). — С. 94-102. — Бібліогр.: 10 назв. — рос. 1992-142X https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/60558 553.98:622.276 ru Геодинаміка application/pdf Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Russian |
| topic |
Геологія Геологія |
| spellingShingle |
Геологія Геологія Нестеренко, Н.Ю. Вихоть, Ю.М. Боднарчук, А.П. Иванов, В.В. Гаврилец, Л.В. Клейнас, А. Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области Геодинаміка |
| description |
Согласно результатам литолого-петрографических исследований породы-коллекторы, вскрытые скважинами Лижяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11 (2046,8 м), образовались в прибрежно-морских условиях,
а вскрытые скважиной Лижяй-1 (2127,6 м) – в условиях морского шельфа. Матрица пород характеризуется довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость (с учётом эффекта Клинкенберга) изменяется от 0,1×10-15 м2 до 80,1×10-15 м2, открытая пористость – от 4,1 до 13,3 %. Экспериментально установлено, что по отношению к объему эффективных пор, в зависимости от проницаемости пород, структура нефтенасыщенности выглядит следующим образом: свободноподвижная нефть – 34–67 %, пленочная нефть – 30–41 %, адсорбированная нефть – 2–30 %. Коэффициенты
вытеснения нефти водой за безводный период составляют 0,34–0,67, а максимально возможные (с внедрением вторичных методов повышения нефтеотдачи) при заводнении – 0,46–0,77. |
| format |
Article |
| author |
Нестеренко, Н.Ю. Вихоть, Ю.М. Боднарчук, А.П. Иванов, В.В. Гаврилец, Л.В. Клейнас, А. |
| author_facet |
Нестеренко, Н.Ю. Вихоть, Ю.М. Боднарчук, А.П. Иванов, В.В. Гаврилец, Л.В. Клейнас, А. |
| author_sort |
Нестеренко, Н.Ю. |
| title |
Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области |
| title_short |
Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области |
| title_full |
Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области |
| title_fullStr |
Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области |
| title_full_unstemmed |
Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области |
| title_sort |
литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии балтийской нефтеносной области |
| publisher |
Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України |
| publishDate |
2011 |
| topic_facet |
Геологія |
| url |
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/60558 |
| citation_txt |
Литолого-петрофизические и нефтеотдающие свойства пород-коллекторов пакерортского горизонта и дейменаской серии Балтийской нефтеносной области / Н.Ю. Нестеренко, А. Клейнас, Ю.М. Вихоть, А.П. Боднарчук, В.В. Иванов, Л.В. Гаврилец. // Геодинаміка. — 2011. — № 1(10). — С. 94-102. — Бібліогр.: 10 назв. — рос. |
| series |
Геодинаміка |
| work_keys_str_mv |
AT nesterenkonû litologopetrofizičeskieinefteotdaûŝiesvojstvaporodkollektorovpakerortskogogorizontaidejmenaskojseriibaltijskojneftenosnojoblasti AT vihotʹûm litologopetrofizičeskieinefteotdaûŝiesvojstvaporodkollektorovpakerortskogogorizontaidejmenaskojseriibaltijskojneftenosnojoblasti AT bodnarčukap litologopetrofizičeskieinefteotdaûŝiesvojstvaporodkollektorovpakerortskogogorizontaidejmenaskojseriibaltijskojneftenosnojoblasti AT ivanovvv litologopetrofizičeskieinefteotdaûŝiesvojstvaporodkollektorovpakerortskogogorizontaidejmenaskojseriibaltijskojneftenosnojoblasti AT gavrileclv litologopetrofizičeskieinefteotdaûŝiesvojstvaporodkollektorovpakerortskogogorizontaidejmenaskojseriibaltijskojneftenosnojoblasti AT klejnasa litologopetrofizičeskieinefteotdaûŝiesvojstvaporodkollektorovpakerortskogogorizontaidejmenaskojseriibaltijskojneftenosnojoblasti AT nesterenkonû lítologopetrofízičníínaftovíddavalʹnívlastivostíporídkolektorívpakerortsʹkogogorizontuídejmenasʹkoíserííbaltíjsʹkoínaftonosnoíoblastí AT vihotʹûm lítologopetrofízičníínaftovíddavalʹnívlastivostíporídkolektorívpakerortsʹkogogorizontuídejmenasʹkoíserííbaltíjsʹkoínaftonosnoíoblastí AT bodnarčukap lítologopetrofízičníínaftovíddavalʹnívlastivostíporídkolektorívpakerortsʹkogogorizontuídejmenasʹkoíserííbaltíjsʹkoínaftonosnoíoblastí AT ivanovvv lítologopetrofízičníínaftovíddavalʹnívlastivostíporídkolektorívpakerortsʹkogogorizontuídejmenasʹkoíserííbaltíjsʹkoínaftonosnoíoblastí AT gavrileclv lítologopetrofízičníínaftovíddavalʹnívlastivostíporídkolektorívpakerortsʹkogogorizontuídejmenasʹkoíserííbaltíjsʹkoínaftonosnoíoblastí AT klejnasa lítologopetrofízičníínaftovíddavalʹnívlastivostíporídkolektorívpakerortsʹkogogorizontuídejmenasʹkoíserííbaltíjsʹkoínaftonosnoíoblastí AT nesterenkonû lithologicpetrophysicalandoilrecoverypropertiesofreservoirrocksinpakerorthorizonanddeymenaskseriesofthebalticseaoilarea AT vihotʹûm lithologicpetrophysicalandoilrecoverypropertiesofreservoirrocksinpakerorthorizonanddeymenaskseriesofthebalticseaoilarea AT bodnarčukap lithologicpetrophysicalandoilrecoverypropertiesofreservoirrocksinpakerorthorizonanddeymenaskseriesofthebalticseaoilarea AT ivanovvv lithologicpetrophysicalandoilrecoverypropertiesofreservoirrocksinpakerorthorizonanddeymenaskseriesofthebalticseaoilarea AT gavrileclv lithologicpetrophysicalandoilrecoverypropertiesofreservoirrocksinpakerorthorizonanddeymenaskseriesofthebalticseaoilarea AT klejnasa lithologicpetrophysicalandoilrecoverypropertiesofreservoirrocksinpakerorthorizonanddeymenaskseriesofthebalticseaoilarea |
| first_indexed |
2025-11-24T10:48:26Z |
| last_indexed |
2025-11-24T10:48:26Z |
| _version_ |
1849668462508507136 |
| fulltext |
Геодинаміка 1(10)/2011
© Н.Ю. Нестеренко, А. Клейнас, Ю.М. Вихоть, А.П. Боднарчук, В.В. Иванов, Л.В. Гаврилец, 2011 94
УДК 553.98:622.276 Н.Ю. Нестеренко1, А. Клейнас2, Ю.М. Вихоть1,3,
А.П. Боднарчук1, В.В. Иванов1, Л.В. Гаврилец1
ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ И НЕФТЕОТДАЮЩИЕ СВОЙСТВА
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПАКЕРОРТСКОГО ГОРИЗОНТА
И ДЕЙМЕНАСКОЙ СЕРИИ БАЛТИЙСКОЙ НЕФТЕНОСНОЙ ОБЛАСТИ
Согласно результатам литолого-петрографических исследований породы-коллекторы, вскрытые
скважинами Лижяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11 (2046,8 м), образовались в прибрежно-морских условиях,
а вскрытые скважиной Лижяй-1 (2127,6 м) – в условиях морского шельфа. Матрица пород характе-
ризуется довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость (с учётом эффекта
Клинкенберга) изменяется от 0,1×10-15 м2 до 80,1×10-15 м2, открытая пористость – от 4,1 до 13,3 %.
Экспериментально установлено, что по отношению к объему эффективных пор, в зависимости от
проницаемости пород, структура нефтенасыщенности выглядит следующим образом: свободноподвиж-
ная нефть – 34–67 %, пленочная нефть – 30–41 %, адсорбированная нефть – 2–30 %. Коэффициенты
вытеснения нефти водой за безводный период составляют 0,34–0,67, а максимально возможные (с
внедрением вторичных методов повышения нефтеотдачи) при заводнении – 0,46–0,77.
Ключевые слова: порода-коллектор; открытая, эффективная и динамическая пористости;
структура нефтенасыщенности; коэффициенты вытеснения нефти.
Введение
В научной и методической литературе недоста-
точно освещен вопрос о возможностях экспери-
ментального изучения пород-коллекторов на мик-
роуровне, что приводит к использованию в прак-
тике обобщенных петрофизических моделей, неа-
декватно описывающих физические свойства кол-
лекторов, сформированных в различных геологи-
ческих условиях осадконакопления. Достаточно
низкий уровень физического моделирования про-
цессов вытеснения флюидов не способствует ре-
шению одной из актуальнейших научных проблем
нефтегазопромысловой геологии – обоснованию
флюидонасыщенности и максимально возможных
показателей нефтеизвлечения из пород-коллек-
торов. От этого зависит объективность решения
ряда прикладных задач, в частности, от обоснова-
ния отдельных параметров кондиций пород-кол-
лекторов до подсчета общих и извлекаемых запасов
углеводородов, создания геолого-геофизических
основ эффективной разработки месторождений.
Цель работы
Цель данной статьи – изучение нефтеотдаю-
щих свойств пород Балтийской нефтеносной об-
ласти, их взаимосвязи с емкостными свойствами,
параметрами порового пространства пород-кол-
лекторов, образованных в различных условиях
осадконакопления.
Объект исследований – керновый материал,
отобранный из скважин Лижяй-1 (глубина отбора
(в метрах) – 2127,6, 2128,6, нижний ордовик, паке-
рортский горизонт О1pk; 2129,7, средний кембрий,
дейменаская серия Є2dm), Ауксорас-1 (глубина от-
бора (в метрах) – 2187,4, нижний ордовик, паке-
рортский горизонт О1pk; 2191,4, средний кембрий,
дейменаская серия Є2dm), Жадейкяй-1 (глубина
отбора (в метрах) – 2092,2, нижний ордовик,
пакерортский горизонт О1pk), Анткоптис-1 (глу-
бина отбора (в метрах) – 2084, нижний ордовик,
пакерортский горизонт О1pk; 2088,3, средний
кембрий, дейменаская серия Є2dm), Вежайчяй-11
(глубина отбора (в метрах) – 2046, 2046,8 – сред-
ний кембрий, дейменаская серия Є2dm).
Анализ последних исследований и публикаций
Первые притоки нефти в Прибалтике были по-
лучены из верхнеордовикских пород в 1962–
1965 гг. в Кибартайской, Гусевской и Кулдигской
областях. Первая залежь нефти в среднекембрийс-
ких отложениях обнаружена в 1962 г. на Кулдигс-
кой площади (Латвия), а в 1968 г. получен про-
мышленный приток нефти на Шюпаряйской пло-
щади (Литва). Более пристально изучались кемб-
рийские отложения, промышленная нефтенос-
ность которых доказана [Нефтяные…, 1987;
Petroleum…, 2001]. Впервые экспериментальные
исследования по изучению нефтеотдающих
свойств пород среднекембрийского возраста были
проведены в УкрНИГРИ [Нестеренко, 1990], но
из-за отсутствия тогда более совершенных
методических разработок [Нестеренко, 2010]
совершенно неизученной оказалась структура
нефтенасыщенности коллекторов, сформирован-
ных в различных геодинамических условиях.
Литолого-петрографические свойства пород
Пакерортский горизонт нижнего ордовика
(О1pk) представлен, как правило, песчаниками
кварцевыми мелко-среднезернистыми с примесью
крупнозернистого кварца (размер зерен – 0,51–
0,65 мм), с регенерационным кварцевым, пойкил-
литовым карбонатным и, в основном, контакто-
вым и пленочным глинистым (гидрослюдистым)
цементом, содержание которого составляет 5–7 %
породы (рис. 1). Карбонат образует гнездообраз-
ные включения, глина – полоски и пленки на
контакте между зернами, при этом заполняются
узкие поры. Контактовый и пленочный цемент
неравномерно распределен в породе.
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геологія
95
Рис. 1. Песчаник кварцевый
мелко-среднезернистый с пойкилитовым
карбонатным, контактовым и пленочным
глинистым цементом с фрагментом коррозии
зерен кварца карбонатом. Образец 1,
скв. Лижяй-1, глубина – 2127,6 м.
Увеличение – 63. Ник Х
Рис. 2. Песчаник кварцевый
мелко-среднезернистый с первичными
межзерновыми открытыми угловатыми
порами с поровыми каналами. Образец 1,
скв. Лижяй-1, глубина – 2127,6 м.
Увеличение – 63. Ник ІІ
Структура псаммитовая конформнозернистая,
изредка инкорпорационная. Текстура однородная.
Обломочный материал представлен окатанными,
изредка полуокатанно-угловатыми зернами кварца
(90-95 %), зернами калиевых полевых шпатов
(7–9 %), единичными табличками биотита и зер-
нами хлорита, кристаллами акцессорного циркона.
Встречаются стяжения пирита. Сортирование хо-
рошее. Средний размер зерен – 0,24–0,32 мм.
Рис. 3. Песчаник кварцевый
мелко-среднезернистый с регенерационным
кварцевым и контактово-поровым глинистым
с незначительной примесью карбоната
цементом с конформной, инкорпорационной
и микростилолитовой структурой. Образец
10, скв. Вежайчяй-11, глубина – 2046,8 м.
Увеличение – 63. Ник. Х
Рис. 4. Песчаник кварцевый
мелко-среднезернистый с первичными
межзерновыми открытыми угловатыми
порами. Образец 10, скв. Вежайчяй-11,
глубина – 2046,8 м.
Увеличение – 63. Ник. ІІ
Вторичные преобразования минералов – кор-
розия гидрослюдой и карбонатом зерен кварца
(см. рис. 1). Вторичные линейные и вогнутые кон-
такты между зернами кварца и полевого шпата,
изредка регенерация зерен кварца.
Поровое пространство составляет приблизи-
тельно 15 % породы и образовано первичными
межзерновыми открытыми порами с поровыми ка-
налами. Поры в основном угловатые со средним
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геодинаміка 1(10)/2011
96
размером – 0,35 мм (рис. 2) и удлиненные
(0,23 мм). Раскрытие поровых каналов – 0,02–
0,03 мм. Наблюдается довольно равномерное рас-
пределение пор по размерам.
Вышеописанные породы образовались в усло-
виях морского шельфа.
Дейменаская серия среднего кембрия (Є2dm)
представлена, как правило, песчаниками кварце-
выми мелко-среднезернистыми с регенерационным
кварцевым и контактово-поровым глинистым (гид-
рослюдистым) цементом и незначительной (2–3 %)
примесью карбоната (рис. 3). Глинистый материал
довольно равномерно распределен в породе и обра-
зует тонкие полоски в межзерновом пространстве.
Наблюдается повсеместное распространение реге-
нерационного кварцевого цемента. Содержание
цемента в породе приблизительно 5 %. Структура
псаммитовая конформная, инкорпорационная, из-
редка микростилолитовая (см. рис. 3).
Вдоль микростилолитовой поверхности иногда
присутствуют пленки, которые являются остатка-
ми глинистого материала. Текстура однородная.
Обломочный материал представлен окатанными,
полуокатанно-угловатыми зернами кварца (90–
95 %), зернами калиевых полевых шпатов и пла-
гиоклаза (5–7 %), обломками изверженных горных
пород, кристаллами циркона. Сортирование хоро-
шее. Средний размер зерен – 0,21–0,28 мм. Иногда
встречаются мелкие, размером 0,03–0,05 мм, пят-
на светло-коричневого битума.
Вторичные преобразования минералов – реге-
нерация и коррозия гидрослюдой зерен кварца,
пелитизация полевых шпатов, вторичные линей-
ные и выпукло-вогнутые контакты между зернами
кварца, между зернами кварца и полевого шпата,
микростилолитовые швы.
Поровое пространство составляет 8-10 % по-
роды и образовано первичными межзерновыми
открытыми порами, изолированными и с поровы-
ми каналами (рис. 4). Поры в основном угловатые
со средним размером 0,14 мм, также удлиненные
(размер 0,13 мм) и округлые (размер 0,08 мм).
Раскрытие поровых каналов – 0,01–0,02 мм. Ино-
гда встречаются внутриобломочные трещинки с
раскрытием меньше 0,01 мм. Распределение пор в
породе неравномерное.
Породы образовались в прибрежно-морских
условиях.
Согласно результатам гранулометрического
анализа содержание пелитовой фракции в породах
нижнеордовикского и среднекембрийского возрас-
та незначительное и составляет 1,1–4,4 %, а
содержание карбоната колеблется от 2,4 до 9,9 %.
Методика экспериментальных исследований
Методические вопросы проведения лаборатор-
ных работ регламентированы в нормативных до-
кументах [ГОСТ 26450.0-85, 1985; ГОСТ 26450.1-
85, 1985; ГОСТ 26450.2-85, 1985; ГСТУ 41-
00032626-00-025-2000, 2001; ГСТУ 41-31-2002,
2002; СОУ 73.1–41–08.11.09:2007, 2007], а также
описаны в монографии [Нестеренко, 2010].
Из отобранного на исследования керна выре-
зали цилиндрические образцы диаметром 3 см и
длиной 3 см. Затем их подвергали холодной про-
мывке в спирто-бензольной смеси с целью сохра-
нения их первоначальной смачиваемости. После
отмывания образцов от солей в дистилированной
воде и высушивания при 105° С на них измеряли
абсолютную газопроницаемость и определяли про-
ницаемость с учетом проскальзывания газа (эф-
фект Клинкенберга) [ГОСТ 26450.2-85, 1985].
В кернодержателях фильтрационной установки
на образцы создавали эффективное давление, ко-
торое соответствовало естественным условиям за-
легания пород (26–29 МПа).
Затем образцы повторно высушивали до посто-
янной массы, взвешивали и насыщали под вакуумом
моделью пластовой воды с минерализацией по NaCl
для скважин соответственно: Лижяй-1, Ауксорас-1 –
182,582 г/л; Жадейкяй-1 –162,748 г/л; Анткоптис-1 –
193,788 г/л; Вежайчяй-11–102,186 г/л и определяли
открытую пористость по воде.
Проведение капилляриметрических исследова-
ний осуществлялось в две стадии с использова-
нием центробежного метода [ГСТУ 41-00032626-
00-025-2000, 2001].
На первой стадии проводили ступенчатое вы-
теснение из образцов пластовой воды при различном
давлении вытеснения. По результатам текущих
определений значений водонасыщения (Квn) от дав-
ления вытеснения (р) строили зависимость Квn=f(р),
из которой по неснижающемуся или характерному
значению водонасыщенности определяли остаточ-
ную водонасыщенность пород Ков, а также эффек-
тивную пористость Кпэ и параметры порового прост-
ранства [СОУ 73.1–41–08.11.09:2007, 2007].
На второй стадии образцы с остаточной водой
под вакуумом донасыщали керосином и на них
проводилось ступенчатое вытеснение керосина
Кнn при различном давлении вытеснения (р),
строилась зависимость керосинонасыщенности
пород Кнn от р, (Кнn=f(р)), на основании которой
определяли параметры структуры нефтенасыщен-
ности пород [ГСТУ 41-31-2002, 2002] и динами-
ческая пористость Кпд.
В качестве углеводородной жидкости выбран
очищенный керосин, поскольку его вязкость в
поверхностных условиях близка к вязкости нефти
из скважины Ауксорас-1 в пластовых условиях
(2,5 мПа·с). При этом соблюдается уравнение
аддитивной вязкости смеси.
Образцы после завершения второй стадии ис-
следований повторно подвергали холодной про-
мывке в спирто-бензольной смеси, насыщали ке-
росином, затем определяли открытую пористость
по керосину.
Пользуясь полученными кривыми капилляр-
ного давления (ККД), общий объем порового
пространства пород-коллекторов [СОУ 73.1–41–
08.11.09:2007, 2007] разделен на составляющие:
Ка + Кр + Кз = 1,
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геологія
97
где Ка – доля сверхкапиллярных поровых каналов;
Кр – доля капиллярных пор; Кз – доля субка-
пиллярных пор.
Кроме того, нами были рассчитаны параметры
неоднородности: эффективный Р (отношение доли
объема капиллярных пор к сверхкапиллярным,
Р= Кр/Ка) и общий Р (отношение суммарной
доли объема капиллярных пор и субкапиллярных
к сверхкапиллярным, Р= (Кр+Кз)/Ка ).
Под сверхкапиллярными поровыми каналами
Ка подразумевается доля порового объема, заня-
того порами, из которых вытеснение флюидов
происходит без влияния капиллярных сил (пор-
шневое вытеснение).
Капиллярные поры Кр – доля порового объема,
занятого поровыми каналами, эффективность вы-
теснения флюидов из которых зависит от соот-
ношения гидродинамических и капиллярных сил и
характера смачивания поровой поверхности.
Субкапиллярные поры Кз – это доля объема,
который занимают нефильтрующие поры, кото-
рые, как правило, заполнены остаточной водой.
С этих позиций эффективную пористость Кпэ
следует рассматривать как Кпэ=Кп(1Кз), а динами-
ческую пористость (Кпд) – как Кпд=Кп×(1Кз -Кр).
Структуру нефтенасыщенности коллекторов
изучали согласно [ГСТУ 41-31-2002, 2002], при
этом проводилось количественное определение
нефти в свободном, пленочном и адсорбирован-
ном состояниях. Для нефтяных месторождений
коэффициент вытеснения нефти водой следует
рассматривать как в= Кпд/Кпэ [Нестеренко, 2010].
Фильтрационно-емкостные свойства пород
Изучены следующие фильтрационно-емкостные
свойства: абсолютная газопроницаемость, прони-
цаемость по жидкости (с учетом эффекта Клинкен-
берга) в пластовых условиях; открытая, эффективная
и динамическая пористости пород; остаточная водо-
насыщенность методом центрифугирования с полу-
чением кривых капиллярного давления.
Судя по проницаемости (с учетом эффекта
Клинкенберга), породы характеризуются следую-
щими фильтрационно-емкостными свойствами
(см. табл. 1): скв. Лижяй-1 – Кпр
=(0,1–80,1)×10-15 м2,
Кппл=(4,1–13,3) %; скв. Ауксорас-1 – Кпр
=
=(0,001–22,6)×10-15 м2, Кппл=7,2 %; скв. Жадейкяй-
1 – Кпр
=42,2×10-15 м2; скв. Анткоптис-1 – Кпр
=
=(0,8–10,1)×10-15 м2, Кппл=(6,4–6,5) %; скв. Вежай-
чяй-11 – Кпр
= (0,2-2,0)×10-15 м2, Кппл=(7,1–7,5) %.
Результаты капилляриметрических исследова-
ний в двух различных системах фаз методом
центрифугирования послужили основой для опре-
деления коэффициента остаточного водонасыще-
ния, начального нефтенасыщения, эффективной и
динамической пористости коллекторов (табл. 2).
Таблица 1
Фильтрационно-емкостные свойства изученных пород
Открытая пористость, % Коэффициент
газопроницаемости
Кпр в пластовых
условиях,
1·10-15м2
в поверхностных условиях
Лабора
торный
№
образца
Месторож
дение,
№ скважины
Глубина
отбора,
м
Возраст
пород
Кпр
с учётом
эффекта
Клинкен
берга Кпр
∞
за газово-
люметри-
ческим
методом
Кпг
насы
щением
керосином
Кпк
насы
щением
водой
Кпв
в плас-
товых
усло-
виях
(по
воде)
Кпв.пл.
1 Лижяй-1 2127,6 О1pk 169,4 66,1 13,2 13,4 13,6 13,3
2 – // – 2128,6 О1pk 190,6 80,1 13,2 12,2 11,9 11,6
3* – // – 2129,7 Є2dm 2,0 0,1 5,0 3,9 4,4 4,1
4 Ауксорас-1 2187,4 О1pk 71,9 22,6 8,9 7,8 7,5 7,2
5 – // – 2191,4 Є2dm 0,06 0,001 6,0 – – –
6 Жадейкяй-1 2092,2 О1pk 114,1 42,2 9,6 – – –
7 Анткоптис-1 2084 О1pk 40,5 10,1 7,7 6,8 6,8 6,5
8 – // – 2088,3 Є2dm 7,0 0,8 7,4 7,3 6,7 6,4
9 Вежайчяй-11 2046,0 Є2dm 2,1 0,2 8,0 8,1 7,4 7,1
10 – // – 2046,8 Є2dm 12,2 2,0 8,7 8,2 7,8 7,5
*Трещиноватый образец
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геодинаміка 1(10)/2011
98
Таблица 2
Емкостные свойства изученных пород
Пористость, %
Лабора
торный
№
образца
Месторож
дение,
№ скважины
Глубина
отбора, м
Возраст
пород
Остаточная
водонасыщен
ность Ков, % в
поверхност-
ных условиях
Нефтенасы-
щенность
Кн, %
открытая
Кпв
эффектив
ная
Кпэ
динами-
ческая
Кпд
1 Лижяй-1 2127,6 О1pk 9 91 13,6 12,4 9,5
2 – // – 2128,6 О1pk 9 91 11,9 10,8 8,3
3* – // – 2129,7 Є2dm 72 28 4,4 1,2 0
4 Ауксорас-1 2187,4 О1pk 15 85 7,5 6,4 4,8
7 Анткоптис-1 2084 О1pk 12 88 6,8 6,0 4,1
8 – // – 2088,3 Є2dm 30 70 6,7 4,7 2,7
9 Вежайчяй-11 2046,0 Є2dm 32 68 7,4 5,0 2,6
10 – // – 2046,8 Є2dm 32 68 7,8 5,3 2,4
*Трещиноватый образец
Таблица 3
Распределение и процентное содержание поровых каналов в изученных породах
Параметр Процентное содержание пор Радиус пор r, мкм Лабора
торный
№
образца
Глубина
отбора,
м
сверхка
пиллярных
Ка
капил-
лярных
Кр
субка-
пилляр-
ных Кз
сверхка-
пиллярных
Ка
капил-
лярных
Кр
Субка-
пилляр-
ных Кз
эффек-
тивный
Р
общий
Р
Лижяй-1
1 2127,6 69 22 9 >8,6 0,4-8,6 <0,4 3,14 0,45
2 2128,6 61 30 9 >9,7 0,4-9,7 <0,4 2,03 0,64
3* 2129,7 8 20 72 >4,9 0,4-4,9 <0,4 0,40 11,50
Ауксорас-1
4 2187,4 58 27 15 >7,0 0,3-7,0 <0,3 2,15 0,72
Анткоптис-1
7 2084 52 36 12 >9,7 0,3-9,7 <0,3 1,44 0,92
8 2088,3 42 28 30 >1,8 0,3-1,8 <0,3 1,50 1,38
Вежайчяй-11
9 2046,0 30 38 32 >2,1 0,3-2,1 <0,3 0,79 2,33
10 2046,8 27 41 32 >5,4 0,3-5,4 <0,3 0,66 2,70
*Трещиноватый образец
Для пород, вскрытых скважинами Лижяй-1,
Ауксорас-1, Анткоптис-1 и Вежайчяй-11, харак-
терна остаточная водонасыщенность в пределах
9–32 %, только образец из скважины Лижяй-1 ха-
рактеризуется значительной водонасыщенностью –
72 % (отмечены продольные трещины) и его ма-
трица не является коллектором. При этом эффек-
тивная пористость изменяется от 1,2 до 12,4 %, а
динамическая – от нуля до 9,5 %.
Особенности структуры порового
пространства
Следует подчеркнуть, что содержание субка-
пиллярных пор (заполненных остаточной водой)
составляет 9–32 % (табл. 3). В зависимости от
фильтрационных свойств пород изменяется про-
центное содержание и радиус поровых каналов.
При этом процентное содержание сверхкапил-
лярных пор изменяется от 8 до 69 %, капиллярных
– от 20 до 41 %, субкапиллярных – от 9 до 72 %.
Соответственно радиус поровых каналов изменя-
ется: для сверхкапиллярных пор – 1,8–9,7 мкм и
более, капиллярных – 0,3–9,7 мкм, субкапилляр-
ных – менее 0,3-0,4 мкм. Параметр неоднород-
ности эффективный изменяется от 0,4 до 3,14, об-
щий – от 0,45 до 11,5. Наихудшей неоднород-
ностью обладают породы с низкими фильтраци-
онными свойствами: коэффициентом проницае-
мости 0,1×10-15 м2 (параметр неоднородности эф-
фективный имеет самое минимальное значение –
0,4, а общий – самое максимальное значение 11,5).
Такие породы характеризуются низким содержа-
нием сверхкапиллярных пор (8 %), процентное со-
держание капиллярных пор находится на уровне
20 %, а субкапиллярных – 72 %. При таком рас-
пределении поровых каналов фильтрация нефти
из пород невозможна, поскольку субкапиллярные
поры заполнены остаточной водой, а в сверхка-
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геологія
99
пиллярных и капиллярных порах нефть будет нахо-
диться в фазовонеподвижном состоянии. Для пород
проницаемостью Кпр
=(0,2–80,1)×10-15 м2 параметр
неоднородности эффективный соответственно ва-
рьирует в пределах 0,66–3,14, а общий – 0,45–2,7.
Для пород, сформированных в различных ус-
ловиях осадконакопления (морской шельф, обра-
зец № 1; прибрежно-морские, образец № 10) па-
раметры порового пространства пород сущес-
твенно отличаются (рис. 5, 6).
Процентное содержание сверхкапиллярных
пор в породах, сформированных в условиях
морского шельфа более чем в 2,5 раза выше по
сравнению с породами, сформированными в
прибрежно-морских условиях. Соотношение ка-
пиллярных и субкапиллярных пор также отли-
чается. Содержание капиллярных пор занижено
более, чем в 1,8 раза, субкапиллярных – в 3,5 раза,
что естественно будет сказываться на конечных
показателях нефтеизвлечения.
а)
б)
Рис. 5. Типичные кривые капиллярного
давления (а) и параметры порового
пространства (б) для пород-коллекторов,
образованных в условиях морского шельфа
(образец № 1 из скв. Лижяй-1) (содержание
пор: 1 – субкапиллярных; 2 – капиллярных;
3 – сверхкапиллярных)
Результаты количественного определения па-
раметров структуры нефтенасыщенности пород
сведены в таблице 4, их типичные диаграммы
представлены на рисунках 7 и 8.
Анализ изменения нефтеотдающих свойств изу-
ченных пород-коллекторов (рис. 9) указывает на
довольно широкие пределы их изменения в зависи-
мости от емкостных свойств. Коэффициент вытесне-
ния нефти водой за безводный период изменяется от
0,34 до 0,67, а максимально возможный при условии
внедрения вторичных методов повышения нефтеот-
дачи пластов – от 0,46 до 0,77. При этом следует
подчеркнуть, что свободноподвижная нефть являет-
ся составляющей коэффициента вытеснения нефти
за безводный период и сосредоточена в сверхка-
пиллярных поровых каналах. Пленочная нефть яв-
ляется составляющей максимально возможного
коэффициента вытеснения нефти при условии внед-
рения вторичных методов повышения нефтеотдачи и
сосредоточена в капиллярных поровых каналах.
а)
б)
Рис. 6. Типичные кривые капиллярного
давления (а) и параметры порового пространства
(б) для пород-коллекторов, образованных в
прибрежно-морских условиях осадконакопления
(образец № 10 из скв. Вежайчяй - 11)
(содержание пор: 1 – субкапиллярных;
2 – капиллярных; 3 – сверхкапиллярных)
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геодинаміка 1(10)/2011
100
а)
б)
Рис. 7. Типичные кривые капиллярного
давления (а) и структура нефтенасыщенности
(б) для пород-коллекторов, образованных
в условиях морского шельфа
(образец № 1, скв. Лижяй-1)
(1 – остаточная вода; 2 – свободноподвижная
нефть; 3 – плёночная нефть; 4 – адсорбированная
нефть; І – образец с моделью пластовой воды;
ІІ – образец с остаточной водой
и донасыщен керосином)
Нефтеотдающие свойства пород
Площадь, ограниченная кривыми 1 и 2 (рис. 9),
является резервом дополнительного извлечение
нефти. Из графика также следует, что при значе-
нии открытой пористости 4,4 % и остаточной во-
донасыщенности около 70 % изученные породы
не могут быть коллекторами нефти, поскольку
коэффициент вытеснения близок к нолю (произ-
ведение Кп×Кн =0,03).
Нефтеотдающие свойства пород-коллекторов,
сформированных в условиях морского шельфа и в
прибрежно-морских условиях, существенно отли-
чаются (см. рис. 7, 8). Доля свободноподвижной неф-
ти соответственно выше в 2,6 раза, пленочной –
практически не отличается (27–28 %), а адсорбиро-
ванной – существенно ниже (3 % против 17 %) отно-
сительно общего объема пор. При этом нефтенасы-
щенность пород тоже отличается – 91 % против 68 %.
Выводы
Анализ результатов лабораторных исследова-
ний образцов керна по разрезам скважин Лижяй-1,
Ауксорас-1, Жадейкяй-1, Анткоптис-1, Вежайчяй-
11 позволяет сделать следующие выводы:
а)
б)
Рис. 8. Кривые капиллярного давления (а)
и структура нефтенасыщенности (б)
для пород-коллекторов, образованных
в прибрежно-морских условиях
осадконакопления
(образец № 10, св. Вежайчяй-11)
(условные обозначения, как на рис. 7)
1. Согласно результатам литолого-петрографи-
ческих исследований, породы-коллекторы из скв.
Лижяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11(2046,8 м) обра-
зовались в прибрежно-морских условиях, а из скв.
Лижяй-1 (2127,6 м) – в условиях морского шельфа.
2. Матрица пород характеризуется довольно
высокими фильтрационно-емкостными свойства-
ми (ФЕС): проницаемость (с учётом эффекта
Клинкенберга) изменяется от 0,1×10-15 м2 до 80,1×
×10-15 м2, открытая пористость – от 4,1 до 13,3 %.
Из-за недостаточного объема выборки не удалось
установить корреляционные зависимости и даже
выявить тенденции изменения ФЕС.
3. Структура нефтенасыщенности по отношению
к объему эффективных пор, что соответствует
пластовым условиям, в зависимости от прони-
цаемости пород выглядит следующим образом:
свободноподвижная нефть – 34-67 %, пленочная
нефть – 30–41 %, адсорбированная нефть– 2–30 %.
Коэффициенты вытеснения нефти водой за без-
водный период составляют 0,34–0,67, а максимально
возможные (с внедрением вторичных методов
повышения нефтеотдачи) при заводнении – 0,46–
0,77. Это, в конечном итоге, в дальнейшем при
подтверждении позволит дифференцировать запасы
нефти по степени подвижности на активные,
трудноизвлекаемые и остаточные.
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геологія
101
Таблица 4
Распределение структуры нефтенасыщенности* пород-коллекторов
Коэффициент вытеснения,
доли ед. свободно-
подвижная
нефть
по отношению
к объёму пор
плёночная
нефть
по отношению
к объёму пор
адсорбирован-
ная нефть
по отношению
к объёму пор
безводный
период βб.п
по отношению
к объёму пор
максимально
возможный βк
по отношению
к объёму пор
Л
аб
ор
ат
ор
ны
й
№
о
бр
аз
ца
М
ес
то
ро
ж
де
ни
е,
№
с
кв
аж
ин
ы
Г
лу
би
на
от
бо
ра
, м
откры
тых
эффек-
тивных
откры-
тых
эффек-
тивных
откры
тых
эффек-
тивных
откры
тых
эффек-
тивных
откры
тых
эффек-
тивных
1 Лижяй-1 2127,6 61 67 27 30 3 3 0,61 0,67 0,70 0,77
2 – // – 2128,6 59 65 30 33 2 2 0,59 0,65 0,70 0,77
4 Ауксорас-1 2187,4 55 65 27 32 3 3 0,55 0,65 0,64 0,75
7 Анткоптис-1 2084 51 58 32 36 5 6 0,51 0,58 0,60 0,68
8 – // – 2088,3 29 42 24 34 17 24 0,29 0,41 0,40 0,57
9 Вежайчяй-11 2046,0 26 38 22 32 20 30 0,26 0,38 0,35 0,52
10 – // – 2046,8 23 34 28 41 17 25 0,23 0,34 0,31 0,46
*Структура нефтенасыщенности и коэффициент вытеснения в пластовых условиях будет соответст-
вовать распределению составляющих нефтенасыщенности относительно эффективного объема пор
(цифры в таблице выделены темным цветом).
**Трещиноватый образец.
Рис. 9. Тенденция изменения коэффициента вытеснения нефти за безводный период (1)
и максимально возможного при заводнении (2) в зависимости от емкостных свойств пород-
коллекторов (произведение открытой пористости на нефтенасыщенность)
4. На основание сведений о нефтенасыщенности
и открытой пористости пород, полученных по дан-
ным ГИС и с учетом результатов данного иссле-
дования в первом приближении можно прогнозиро-
вать структуру нефтенасыщенности коллекторов.
Литература
ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требо-
вания к отбору и подготовке проб для опреде-
ления коллекторских свойств. – М.: Изд-во
стандартов. – 1985. – 12 с.
ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод опреде-
ления коэффициента открытой пористости
жидкостенасыщением. – М.: Изд-во стандар-
тов. – 1985. – 8 с.
ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определе-
ния коэффициента абсолютной газопроницаемос-
ти при стационарной и нестационарной фильт-
рации. – М.: Изд-во стандартов. – 1985. – 16 с.
ГСТУ 41-00032626-00-025-2000. Коефіцієнт за-
лишкового водонасичення гірських порід. Ме-
тодика виконання вимірювань методом цен-
трифугування зразків. – К.: Мінекоресурсів
України. – 2001. – 19 с.
ГСТУ 41-31-2002. Визначення параметрів струк-
тури нафтонасичення порід-колекторів мето-
дом центрифугування зразків. – К.: Мінеко-
ресурсів України. – 2002. – 20 с.
СОУ 73.1–41–08.11.09:2007. Визначення параметрів
порового простору порід–колекторів. Методичні
вказівки. – К.: Держгеолслужба. – 2007. – 13 с.
Нестеренко Н.Ю. Методы комплексного исследо-
вания фильтрационно-емкостных свойств тер-
ригенных коллекторов нефтяных месторож-
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
Геодинаміка 1(10)/2011
102
дений: Автореф. дисс… . канд. геол.-мин. наук –
Львов: ИГГГК АН УССР. – 1990. – 16 с.
Нестеренко М.Ю. Петрофізичні основи обґрунту-
вання флюїдонасичення порід-колекторів. – К.:
УкрДГРІ, 2010. – 224 с.
Нефтяные месторождения Прибалтики / Под ред.
Г.Б. Восилюса. – Вильнюс: Мокслас, 1987. – 146 с.
Petroleum Geology of Lithuania and Southeastern
Baltic / Ed. by O. Zdanaviciute and K. Sakala-
uskas. – Vilnius: GI, 2001. – 204 p.
ЛІТОЛОГО-ПЕТРОФІЗИЧНІ І НАФТОВІДДАВАЛЬНІ ВЛАСТИВОСТІ ПОРІД-КОЛЕКТОРІВ
ПАКЕРОРТСЬКОГО ГОРИЗОНТУ І ДЕЙМЕНАСЬКОЇ СЕРІЇ
БАЛТІЙСЬКОЇ НАФТОНОСНОЇ ОБЛАСТІ
М.Ю. Нестеренко, А. Клейнас, Ю.М. Віхоть, Г.П. Боднарчук, В.В. Іванов, Л.В. Гаврилець
За результатами літолого-петрографічних досліджень породи-колектори, розкриті свердловинами
Ліжяй-1 (2129,7 м), Вежайчяй-11 (2046,8 м), утворились у прибережно-морських умовах, а розкриті
свердловиною Ліжяй-1 (2127,6 м) – в умовах морського шельфу. Матриця порід характеризується доволі
високими фільтраційно-ємнісними властивостями: проникність (з урахуванням ефекту Клінкенберга)
змінюється від 0,1×10-15 м2 до 80,1×10-15 м2, відкрита пористість – від 4,1 до 13,3 %.
Експериментально встановлено, що стосовно об’єму ефективних пор, залежно від проникності
порід, структура нафтонасичення виглядає так: вільнорухома нафта – 34–67 %, плівкова нафта – 30–41 %,
адсорбована нафта – 2–30 %. Коефіцієнт витіснення нафти водою за безводний період становить 0,34–
0,67, а максимально можливий (після впровадження вторинних методів підвищення нафтовилучення)
після заводнення – 0,46–0,77.
Ключові слова: порода-колектор; відкрита, ефективна та динамічна пористості; структура
нафтонасичення; коефіцієнт витіснення нафти.
LITHOLOGIC, PETROPHYSICAL AND OIL RECOVERY PROPERTIES OF RESERVOIR ROCKS
IN PAKERORT HORIZON AND DEYMENASK SERIES OF THE BALTIC SEA OIL AREA
M.Yu. Nesterenko, A. Kleinаs, Yu.M. Vikhot, A.B. Bodnarchuk, V.V. Ivanov, L.V. Havrylets
According to the results of litho-petrographic investigations the rock reservoirs discovered by Lyzhiay-1
(2129 m), Vezhaiciay-11 (2046,8 m ) boreholes were formed under the coastal-marine conditions, and
discovered by the Lyzhiay-1 (2127,6 m) borehole they were formed under the sea shelf conditions. Matrix of the
rocks is characterized by high reservoir properties: permeability (taking into consideration the Klinkenberg
effect) changes from 0,1×10-15 м2 to 80,1×10-15 м2 and open porosity changes from 4,1 to 13,3 %.
The experiment has shown that in relation to the volume of effective pores and depending on the level of rock
permeability, the structure of oil saturation is the following: free oil – 34–67 %, film oil – 30–41 %, absorbed oil – 2–
30 %. The coefficient of water-oil displacement during waterless period is 0,34–0,67 and the maximum coefficient
with the usage of secondary oil recovery enhancement methods during watering is 0,46-0,77.
Key words: reservoir-rock; open, effective and dynamic porosity; oil saturation structure; oil displace-
ment coefficient.
1Львовское отделение УкрГГРИ, г. Львов, Украина
2ЗАО “Manifoldas”, г. Гаргждай; Институт геологии и географии при
Центре изучения природы, г. Вильнюс, Литва
3Институт геофизики им. С.И. Субботина НАН Украины, г. Киев, Украина
Надійшла 18.04.2011
Lviv Polytechnic National University Institutional Repository http://ena.lp.edu.ua
|