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 нефтик 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 длянефти возрастает, а дляводы снижается. По достижении определенного критического значения k_в фазовая проницаемость дляводы 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 Iуровню, 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).

Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - водонасыщенный; 3 - ВНК

Рис. 17. Определение границ переходной зоны и ВНК по данным электрометрии в разных скважинах (по Б. М. Орлинскому)

Коллекторы- 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - переходной зоны, 3 -водонасыщенный; границы: 4 –ВНК, 5 - переходной зоны

Зная величину р_к.кр и значения сопротивления на верхней (р_к.в) и нижней (р_к.н) границах переходной зоны, найти поло­жение ВНК можно путем линейной интерполяции, учитывая, что сопротивление в переходной зоне меняется прямолиней­но (рис. 18);

(IV.6)

где - глубина залегания ВНК; - глубина нижней границы переходной зоны; - толщина переходной зо­ны.

На практике не во всех скважинах удается точно устано­вить положение верхней границы переходной зоны и, следо­вательно, определить сопротивление для чисто нефтяной час­ти пласта. Это обычно связано с литологической неоднород­ностью пласта или с малой толщиной его предельно нефтенасыщенной части. В таких случаях условно принимают среднее расстояние от подошвы переходной зоны до ВНК, уверенно определенное в других скважинах.

Аналогичным образом, по значениям р_к.кр можно найти и другую граничную поверхность, принимаемую за ВНК, поверхность, на которой фазовая проницаемость для воды равна нулю.

Рис. 18. Графики измене­ния нефтенасыщенности к„, удельного сопротивления р_К и электрической проводи­мости а в переходной зоне (по Б.М. Орлинскому).Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2- переходной зоны, 3 - водонасыщенный; q - рас­стояние до поверхности со 100 %-ным водонасыщением

Определение начального положения контактов путем оп­робования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правиль­ность данных ГИС о положении контактов. Однако в случа­ях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным ме­тодом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специаль­ным пакерным устройством. Наиболее результативно поинтервальное опробование пластов в обсаженных скважинах (рис. 19). Для поинтервального опробования на основании имеющихся керновых и геофизических данных о газонефтеводонасыщенности разреза намечают сравнительно неболь­шие по толщине интервалы:

ü в водоносной части пласта — непосредственно под пред­полагаемым ВНК или ГНК;

ü в переходной зоне от нефти (газа) к воде (при ее значи­тельной толщине) — несколько последовательных интерва­лов:

ü в нефтяной части пласта - выше ВНК и ниже ГНК;

ü непосредственно над ГВК или ГНК.

Интервалы опробования следует намечать таким образом, чтобы исключить возможность поступления в скважину жид­кости (газа) из выше- или нижележащих участков разреза. Для этого интервал перфорации располагают на расстоянии 2-3 м от предполагаемых границ переходной зоны. При возможности между ВНК и нижними перфорационными отверстиями следует оставлять неперфорированными непрони­цаемые разделы.

Поинтервальное опробование скважины проводят следу­ющим образом. Вначале перфорируют нижний из намечен­ных интервалов, вызывают приток флюида из пласта в скважину и после полной замены флюидом промывочной жидко­сти в скважине отбирают пробу. На основании этой пробы делают вывод о характере насыщения данного интервала. Затем перфорированный интервал изолируют путем установ­ки цементного моста под давлением и производят опробова­ние следующего интервала. Получение безводной нефти (газа) из интервала, охарактеризованного по геофизическим дан­ным как нефтенасыщенный (газонасыщенный), указывает на то, что ВНК (ГВК) действительно находится ниже интервала перфорации. Получение пластовой воды из интервала, оха­рактеризованного по данным геофизики как водоносный интервал, подтверждает, что ВНК (ГВК) находится выше ис­пытанного интервала.

Получение при опробовании интервала, охарактеризован­ного по геофизическим данным как чисто нефтенасыщенный (газонасыщенный), вместе с нефтью (газом) какого-то коли­чества воды или только воды может быть связано либо с не­правильной оценкой характера насыщения по геофизичес­ким данным, либо с некачественным цементированием сква­жин. В таком случае следует критически оценить все имею­щиеся данные и установить истинную причину расхождения.

Рис. 19. Схема поинтервального опробования скважин

Г, Н, П/3, В - интервалы разреза охарактеризованные по геофизическим данным соответственно как газонасыщенный нефтенасыщенный переход­ная зона от нефти к воде водонасыщенный- I, II, III, IV, V - последова­тельные интервалы опробования; 1 - пласты-коллекторы, 2 - непроницае­мые разделы между пластами-коллекторами, 3 - интервалы перфорации, 4 - цементные стаканы устанавливаемые в стволе скважины после опро­бования каждого интервала

При опробовании переходной водонефтяной зоны из ее верхней части должна быть получена чистая нефть, из сред­ней части - нефть с водой и из нижней - вода.

Поверхности ВНК, ГНК и ГВК могут представлять собой плоскости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках залежи выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины напора и направления движения пласто­вых вод, неоднородности продуктивных пластов и других факторов.

По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверх­ности ГВК, ГНК и ВНК обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах за­лежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважинах) не больше удво­енной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность в среднем со­ставляет ± 2,0 м.

При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгруз­ки. Наклон может достигать 5—10 м и более на крупных за­лежах с обширными водонефтяными зонами.

При значительной литологической изменчивости продук­тивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму.

Для обоснования положения ВНК по залежи строят схему (рис. 20) на основе комплексного обобщения имеющихся данных и опробования разведочными и первоочередными добывающими скважинами. Для этого подбирают скважины, дающие информацию о начальном положении контакта. Обычно это скважины, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также в продук­тивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим положени­ем изучаемой части разреза на схему наносят колонку каж­дой скважины с указанием на ней интервалов проницаемых пластов. На каждой колонке помещают информацию для обоснования положения ВНК: данные промысловой геофи­зики и исследования керна о характере насыщенности по­род-коллекторов, интервалы перфорации, дату и результаты опробования перфорированных интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия на пласт; положение искусственных забоев после изоляции опробованных интервалов).

Рис. 20. Пример схемы обоснования положения ВНК.

Терригенные пласты-коллекторы, выделенные по ГИС: 1 - нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — с неопределенной насыщенностью; 4 — интервалы перфорации; 5 - “верхний известняк"; б - искусственный забой после опробования нижнего интервала; притоки: Н — нефти; В — воды

На основании нанесенной на схему информации проводят линию, отвечающую среднему положению контакта.

Если в отдельных скважинах данные о характере насы­щенности пласта (прослоя) не соответствуют принимаемому по большинству скважин положению контакта, необходимо выяснить причины этого.

На рис. 20 линия, соответствующая наиболее вероятному положению ВНК, проходит по отметке -1490 м. В большин­стве скважин выше этой отметки проницаемые пласты и прослои по геофизическим данным нефтенасыщены и из продуктивных интервалов получен приток нефти. Ниже этой отметки во всех скважинах, кроме скв. 2, пласты, по данным ГИС, водонасыщены. Несовпадение данных ГИС в скв. 2 с принятым положением ВНК связано с неточностью опреде­ления характера насыщения нижнего перфорированного пла­ста методами геофизики. Об этом свидетельствуют результа­ты опробования этой скважины. Получение вместе с нефтью 15 % воды указывает на то, что скв. 2 ВНК проходит в ниж­нем перфорированном интервале. Выше принимаемой от­метки ВНК обводненная нефть получена в скв. 5. В данном случае это может быть связано с некачественным цементи­рованием заколонного пространства. Аналогично обосновы­вают положение ГВК и ГНК.

При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строят карту по­верхности контакта в изолиниях. Для этого используют при­нятые по комплексу всех данных отметки контакта по каж­дой скважине.

Значения абсолютных отметок контакта в каждой сква­жине наносят на план расположения скважин и путем линей­ной интерполяции определяют положение изогипс поверхно­сти контакта.

Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры за­лежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыщения.

Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур — линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний — с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур явля­ется границей залежи. Между внешним и внутренним контурами располагается водонефтяная (водогазовая, газонефтяная) часть.

Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего — на карте нижней поверхно­сти пласта.

При горизонтальном контакте на карте контур проводят по изогипсе, соответствующей гипсометрическому положе­нию контакта или параллельно изогипсе с близким значени­ем. При горизонтальном контакте линия контура не может пересекать изогипсы.

При наклонном положении контакта, если диапазон изме­нения его абсолютных отметок больше принятого сечения изогипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверх­ностей пласта. В этом случае положение контуров определя­ется с помощью метода схождения (рис. 21). Для этого сов­мещают карту поверхности пласта и карту поверхности кон­такта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс.

В случаях, когда кровля и подошва продуктивного гори­зонта (пласта), выделенные по стратиграфическому признаку, совпадают с кровлей и подошвой продуктивных коллекто­ров, положения контуров определяют по структурным кар­там, построенным по этим синхроничным поверхностям.

Рис. 21. Примеры определения положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности при наклонном контакте нефть - вода (по М.А. Жданову).

Изогипсы, м: 1 — кровли продуктивного пласта, 2 — подошвы, 3 — поверх­ности ВНК; контуры нефтеносности, 4 - внешний, 5 - внутренний

Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва), выделенная по стратиграфическому признаку, не совпада­ет на отдельных участках залежи с поверхностями продук­тивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части гори­зонта.

Рассмотрим, как определить положение внешнего контура нефтеносности, на примере объекта разработки, сложенного тремя пластами с разным характером прерывистости (рис. 22). ВНК длявсех трех пластов единый - горизонтальный на отметке -1202 м (залежь полностью подстилается водой). При таком строении горизонта сначала определяют положе­ние контуров по каждому из пластов. Для этого выполняют следующее:

§ определяют на картах границы распространения коллек­торов каждого пласта по площади (рис. 23), в преде­лах площадей распространения коллекторов проводят изо-гипсы верхней поверхности каждого пласта;

§ на карты поверхности коллекторов каждого пласта нано­сят линии внешних контуров, соответствующие абсолютной отметке -1202 м.

Рис. 22. Геологический профиль многопластовой залежи (к примеру, положения контура нефтеносности на рис. 43):

1 - верхняя граница залежи; коллекторы: 2 - нефтенасыщенные, 3 - водонасыщенные; а, б, в - индексы пластов

Затем определяют положение внешнего контура нефте­носности объекта разработки в целом. Для этого совмещают карты всех трех пластов (рис. 23).

Совмещенная карта выглядит следующим образом. Карта верхнего прерывистого пласта «a» на ней показана полно­стью в границах его залегания. В «просветах» пласта «a» (в зонах отсутствия его коллекторов) помещена видимая часть карты пласта “б”. В зоне отсутствия коллекторов и пластов «а» и «6» помещена видимая часть пласта «в». В результате получают в целом верхнюю границу залежи сложной формы, формируемую по фрагментам внешних контуров разных пластов и фрагментам границ распространения коллекторов этих пластов.

Начальное положение водонефтяного контакта показыва­ют на детальном геологическом профиле. Ори многопласто­вом характере продуктивного горизонта положение ВНК (ГВК, ГНК) на профиле отражается лишь в пределах залега­ния пород-коллекторов.

Все рассмотренные ранее внешние границы залежей непо­движны. В отличие от них ВНК ГНК и ГВК в процессе разработки залежей могут перемещаться.

Рис. 23. Пример определения в многопластовом объекте разработки поло­жения внешнего контура нефтеносности:

Рис. 23. Продолжение

В целом, как видно из изложенного, форма залежей опре­деляется формой каждой из рассмотренных границ и харак­тером линий их пересечения.

Соответственно выделяют залежи:

o повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;

o оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов;

o оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктив­ного нарушения.

Встречаются залежи, полностью расположенные в грани­цах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а так­же залежи с участием всех четырех видов границ.

Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во мно­гом определяет степень связи залежи с законтурной облас­тью и ее энергетические возможности.

Глава V

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Поиск по сайту: