В залежах с подошвенной водой

В пределах залежей насыщающие продуктив­ный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в со­ответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий мини­мальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ни­же — вода. Однако молекулярно-поверхностные силы пре­пятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей в пористой среде. Это проявляется в том, что в продуктив­ных пластах содержится определенное количество остаточ­ной воды (см. § 4 главы V), а также в сложном распределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения.

Значение капиллярного подъема h определяется уравнением

(IV.5)

где ^— поверхностное натяжение на границе раздела неф­ти и воды; — краевой угол смачивания на той же грани­це; - радиус капиллярной трубки; g - ускорение свобод­ного падения; и — плотность соответственно воды и нефти.

Исходя из (IV.5), можно отметить, что высота капиллярно­го подъема увеличивается:

Ø при уменьшении радиуса капилляров;

Ø при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз;

Ø при уменьшении краевого угла смачивания;

Ø при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз.

В результате четкие границы между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта часто не образуются, и имеют­ся так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от ну­ля до предельного насыщения.

Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в разных залежах меняется от нескольких сантиметров до де­сятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Брагунском, Малгобек-Вознесенском и других месторождениях, где нефтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти ма­ла, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуро­ченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12 — 15 м.

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют не­большую толщину.

На рис. 14 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазонасыщенностью 80 %. Здесь по характеру насыщенности можно выделить пять интервалов (снизу вверх): V — водоносная зона; IV — переходная зона от воды к нефти; III — нефтяная зона; II — переходная зона от нефти к газу; I — газоносная зона. Указанные особенности распределения газа, нефти и воды по разрезу создают сложности в определении границ залежей по нефтегазонасыщенности пород - водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК), газоводяного контакта (ГВК).

Рис. 14. Типичное разме­щение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Макси­мову):

I — газовая шапка; II — зона перехода от нефти к газу; III - нефтяная часть; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водо­носная зона. 1 — газ; 2 — нефть; 3 - вода

На рис. 15 показано изменение по разрезу нефтеводонасыщенности и капиллярного давления в реальном терригенном коллекторе с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (по данным исследования керна одного из месторождений Татарии). Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда пол­ностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности k = 1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в по­ристой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности k_н возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не до­стигает значений, близких к предельному (0,86). Соответст­венно k_в выше уровня I уменьшается вначале быстро (кривая ^В1), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям k _H, близким к максимальным, а k — близким к минимальным, с некото­рой долей условности проводится уровень II. Уровень I со­ответствует подошве переходной зоны, а уровень II — ее кровле.

Рис. 15. Пример обоснования положения границ в пере­ходной зоне.

Зависимости коэффициен­тов: 1 — водонасыщенности k_в и 2 - нефтенасыщенности kн от высоты над уровнем нулевого капиллярного дав­ления р; 3 - относительной проницаемости для неф­ти и 4 - относительной проницаемости для воды

от kв и kн; I - подошва пе­реходной зоны; II - кровля переходной зоны; III - уро­вень появления подвижной нефти; IV — уровень перехода воды в неподвижное состояние; Н — расстояние до поверхности со 100%-ным водонасыщением

Кривые 3, 4 на рис. 15 характеризуют зависимость фазо­вой проницаемости в переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три части.

В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения k_н нефть способна двигаться по пористой среде. Этому значению k_н соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является толь­ко вода.

Выше уровня III в средней части переходной зоны по­движностью обладают как вода, так и нефть, причем посте­пенно фазовая проницаемость для нефти возрастает, а для воды снижается. По достижении определенного критического значения k_в фазовая проницаемость для воды становится рав­ной нулю. Этому значению k_в соответствует уровень IV, вы­ше которого может перемещаться только нефть.

В настоящее время нет единого подхода к выбору поверх­ности принимаемой за ВНК в одних случаях за ВНК при­нимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало-Поволжья, где толщина переходной зоны 5-8 м. Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1 -1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах.

В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так про­водят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтя­ных месторождений Западной Сибири, где толщина переходной зоны достигает 10-15 м и более. Здесь толщина слоя между III и IV уровнем иногда 6–10 м и количество подвижной нефти в нем столь значительно, что пренебрегать им нельзя.

В некоторых случаях, когда толщина переходной зоны незначительна (до 1–1,5м), за ВНК принимают наиболее четко фиксируемую на геофизических диаграммах поверх­ность, соответствующую I уровню, т.е. подошве переходной зоны.

Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из рассмотренных граничных поверхнос­тей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных ее частей.

Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой от­дельной скважине служат данные керна, промысловой гео­физики и опробования.

По керну установить положение контакта в скважине можно при незначительной толщине переходной зоны, полном выносе керна и четком фиксировании положения кон­такта в керне по внешним признакам.

Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики. Нижняя граница пере­ходной зоны обычно четко фиксируется резким скачкообразным уменьшением величины р_г на диаграммах электроме­трии (рис. 16) и снижением показаний нейтронного гамма-метода. При необходимости дополнительно привлекаются данные нейтрон-нейтронных методов по тепловым нейтро­нам, импульсных методов, наведенной активности по натрию и хлору.

Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) и в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения.

При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ пе­реходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница переходной зоны проводится на диаграммах электрометрии (градиент-зонда) по максимуму КС (рис. 17). Выделение по
данным электрометрии граничных поверхностей с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), равной нулю, осуществляется путем установления соответствующих им критических значений сопротивления р_к.кр. Значение р_к.кр зависит от свойств коллектора, в частности отчего пористости, и для каждой залежи обосновывается исходя из результатов поинтервального опробования водонефтяной зоны в скважинах с высоким качеством цементиро­вания.

Рис. 16. Определение положения ВНК по данным электрометрии и радиометрии при небольшой толщине пере­ходной зоны (по Б.М. Орлинскому).