Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

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 kн возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не до­стигает значений, близких к предельному (0,86). Соответст­венно kв выше уровня I уменьшается вначале быстро (кривая В1), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям kH, 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 kв и 2 - нефтенасыщенности 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; Нрасстояние 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 kн нефть способна двигаться по пористой среде. Этому значению kн 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 kв фазовая проницаемость дляводы становится рав­ной нулю. Этому значению kв 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 рг 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 рк.кр. Значение рк.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 рк.кр и значения сопротивления на верхней (рк.в) и нижней (рк.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 рк.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 рК 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




©2015 studenchik.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.