УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ И ИХ СВОЙСТВА

НЕФТЕ ГАЗО - И ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ

Внутри нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов не весь объем пор заполнен нефтью или газом; часть его занята остаточной водой, которая при формировании залежи не была вытеснена вследствие различных причин. Современные исследования показывают, что содержание связанной воды в нефтяных залежах колеблется от 6 до 50 % и более.

Связанная вода по своему характеру неоднородна: она заполняет субкапиллярные поры, находится в виде кольцеобразных капель, окружающих контактные точки зерен породы («пендулярные кольца»), присутствует в виде пленки на поверхности минеральных зерен. Молекулярные силы удерживают связанную воду в породе так прочно, что обычными способами эксплуатации она не может быть добыта из пористой среды.

Для определения объема пор, занятых нефтью, необходимо знать количество содержащейся в пласте связанной воды, т. е. коэффициент водонасыщенности.

Получить достоверные значения коэффициента водонасыщенности по керну, отобранному при промывке скважины глинистым (водным) раствором, нельзя, так как вода из глинистого раствора попадает в керн и искажает значение объема первоначально содержащейся в нем воды.

Достоверное определение содержания связанной воды возможно только в скважинах, где вскрытие продуктивного пласта и отбор керна производились с применением промывочной жидкости, приготовленной на нефтяной основе. Если таких скважин нет, примерное количество связанной воды определяется косвенными методами (в том числе и промыслово-геофизическими). К косвенным методам относятся: 1) определение зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью; 2) определение зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью; 3) метод центрифугирования; 4) определение содержания хлоридов в керне.

Первый из этих методов наиболее простой. С увеличением проницаемости водонасыщенность коллекторов уменьшается. При использовании зависимости между проницаемостью пласта и содержанием в нем связанной воды следует учитывать глинистость (карбонатность) исследуемого объекта.

Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности:

где Vh - объем нефти, содержащейся в порах образца; Vn — объем всех пор образца; Vr - объем газа, насыщающего поры образцами породы.

В промысловой практике коэффициенты газо- и нефте- насыщенности определяют по коэффициенту водонасыщенности к из соотношений к=1-к,к=1-к - к, где К — остаточная нефтенасыщенность в газовой части нефтегазовых залежей.

Граница нефти с пластовой водой представляет собой зону той или иной мощности, называемую переходной, в пределах которой содержатся нефть и вода. В этой зоне вверх по вертикали происходит последовательное увеличение содержания нефти, а вниз - содержания пластовой воды. Мощность переходной зоны зависит от литолого-физических свойств продуктивного пласта и характера насыщающих его флюидов. По отдельным залежам она колеблется от 0,3 до 8 м и более.

За поверхность ВНК принимается граница внутри переходной зоны, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю. Положение ВН’К чаще всего устанавливают по изменению удельного электрического сопротивления с глубиной от нефтенасыщенной части пласта к водонасыщенной. Границу раздела между нефтью и водой принимают на глубине, где удельное сопротивление переходной зоны становится равным критическому. Критическое сопротивление устанавливают путем сопоставления данных промысловой геофизики с материалами опробования скважины.

Наличие литологической и коллекторской изменчивости внутри продуктивных пластов в интервале ВНК затрудняет точное определение его положения по данным промысловой геофизики.

ГВК определяется проще, чем ВНК, так как переходная зона между газонасыщенной и водонасыщенной частями пласта практически отсутствует вследствие больших различий в плотности и вязкости газа и воды.

ВНК и ГВК не всегда горизонтальны, нередко имеют наклонное положение. На наклон контактов оказывают влияние направление и скорость движения пластовых вод, характер распределения проницаемости внутри коллектора и т. п.

На контакте свободного газа с нефтью (в залежах нефти с газовой шапкой) также наблюдается переходная зона от газа к нефти. Определение по данным промысловой геофизики положения границы между нефтью и газом затруднено, так как эта граница представляет собой контакт смеси углеводородов, сходных по регистрируемым физическим свойствам.

Определение гипсометрического положения контактов необходимо для установления контуров нефтегазоносности.

Для изучения строения поверхности ВНК, установления положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, а также для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности рекомендуется строить карты изогипс поверхности ВНК.

На рис. 16 изображена карта, построенная по кровле продуктивного пласта. В скв. 1, 2 и 3 отбит ВНК на абсолютных глубинах - 1162, - 1145 и - 1130 м. Между скважинами проводят интерполяцию абсолютных отметок ВНК с сечением, равным сечению изогипс карты кровли, строят карту поверхности ВНК. В точках пересечения (схождения) одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и ВНК получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение внешнего контура нефтеносности.

Для определения положения внутреннего контура нефтеносности строят структурную карту подошвы продуктивного пласта и переносят на нее полученные ранее изолинии поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс подошвы пласта и ВНК эффективная нефтенасыщенная мощность равна эффективной мощности, если пласт по всей мощности проницаемый, что соответствует положению внутреннего контура нефтеносности.

Определение положения внешнего контура нефтеносности при наклонном ВНК

Рис. 16. Определение положения внешнего контура нефтеносности при наклонном ВНК.

Изогипсы: 1 - кровли продуктивного пласта, 2 — поверхности ВНК; 3— внешний контур нефтеносности; 4 — скважины

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >