Изучение положения водонефтяных контактов в залежах УВ

В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт флюиды располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. 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, 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 поднимаются выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения. Значение капиллярного подъема h определяется уравнением:

h = 2σ_в.н.cosθ_в.н./[r_įg(p_в – p_н)], (2.4)

где σ_в.н. – поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды;

θ_в.н. – краевой угол смачивания на той же границе;

r_į – радиус капиллярной трубки;

g – ускорение свободного падения;

p_в и p_н – плотность соответственно воды и нефти.

Исходя из формулы, можно отметить, что высота капиллярного подъема увеличивается:

· при уменьшении радиуса капилляров;

· при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз;

· при уменьшении краевого угла смачивания;

· при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз.

В результате образуются так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх.

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 – 15м.

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину. На рисунке 2.13 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазонасыщенностью 80%. 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.

Рис. 2.13. Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Максимову):

1 – 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 рисунке 2.14 показано изменение по разрезу нефтеводонасыщенности и капиллярного давления в реальном терригенном коллекторе с высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью водонасыщена, т.е. k_в = 1. Выше нулевого уровня капиллярного давления 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 I), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям k_н, близким к максимальным, а k_в – близким к минимальным, с некоторой долей условности проводится уровень II. Уровень I соответствует подошве переходной зоны, а уровень II – ее кровле. Кривые 3, 4 на рисунке 2.14 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.

 

Рис. 2.14. Пример обоснования положения границ в переходной зоне:

зависимости коэффициентов: 1 – водонасыщенности k_в и 2 – нефтенасыщенности k_н от высоты над уровнем нулевого капилляр. давления р_к; 3 – относительной проницаемости k_пр.о для нефти; 4 – относительной проницаемости k_пр.о. для воды от k_в и k_н.; I – подошва переходной зоны; II – кровля переходной зоны; Ш – уровень появления подвижной нефти; IV – уровень перехода воды в неподвижное состояние; Н – расстояние до поверхности со 100 %-м водонасыщением

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. 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 четко фиксируется резким скачкообразным уменьшением величины р_г на диаграммах электрометрии и снижением показаний нейтронного гамма-метода.

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.

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. 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.

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.

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 (рис.2.15).

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 наклонном положении контакта, если диапазон изменения его абсолютных отметок больше принятого сечения изогипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверхностей пласта (рис. 2.16). В этом случае положение контуров определяется с помощью метода схождения.

 

Рис.2.15. Принципиальная схема сводовой залежи:

а – геологический разрез; б – структурная карта; 1 – газовая шапка;

2 – нефтяная часть залежи; 3 – водоносная часть залежи;

4 – изогипсы по кровле пласта;5 – внутренний контур нефтеносности;

6 – внешний контур нефтеносности;7 – внутренний контур газоносности;

8 – внешний контур газоносности

Рис. 2.16. Принципиальная схема нефтяной залежи с наклонным водонефтяным контактом:

а – геологический разрез; б – структурная карта. 1, 2 – нефть соответственно на разрезе и на карте; 3 – изогипсы, м; 4 – внешний контур нефтеносности

 

Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности и определение их положения. Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности являются важнейшими границами залежей УВ при их моделировании. 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 (рис. 2.17).

Рис. 2.17. Схема расположения контакта нефть‑вода:

1 – внешний контур нефтеносности (по кровле пласта); 2 – внутренний контур нефтеносности (по подошве пласта); 3 – нефтяная зона; 4 – приконтурная зона (зона расположения «водопла-вающей» нефти)

 

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 приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть.

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

В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одной из задач рациональной разработки является обеспечение равномерного продвижения этих контуров. При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 2.18), захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т.д.

 

Рис. 2.18. Схема расположения языков обводнения и целиков нефти:1 – языки обводнения; 2 – целики

При наличии подошвенных вод (граница нефтеносности проходит лишь по кровле пласта) задача заключается в том, чтобы при вскрытии пласта не пересечь водонефтяной контакт скважиной (забой скважины должен быть выше этого контакта) во избежания появления конусов обводнения уже в самом начале эксплуатации (рис. 2.19). По мере эксплуатации и подъема ВНК при наличии подошвенной воды обычно появляются конусы обводнения и борьба с ними весьма затруднена. При наличии в пласте (особенно в его подошвенной части) глинистых прослоев борьба с конусами обводнения значительно облегчается путем цементирования забоев скважин. При наличии в подошвенной части пласта глинистых прослоев, конусы обводнения вообще не образуются.

Рис. 2.19. Схема расположения конусов обводнения при наличии подошвенных вод:

I – нефть; II – вода; III – глинистый прослой; 1,2,3 – скважины

 

Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва) 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.

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

· повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;

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

· 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.[19]