Плоскость сравнения 3 страница

Между указанными коэффициентами существует зависимость

q = мъ = 1 - s; е = 1 - в = (b - 1)/й. (5.16)

Объемный коэффициент и коэффициент усадки нефти находят по экспериментальным графикам. Величину b можно приближенно вычислить по данным фракционного состава газа, плотностей нефти и газа и количества растворенного газа. Расчет сводится к определению объема газа, который он занимает в жидкой фазе. Затем в сумму объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и температурное расширение.

5.4. Свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод прямо связана с их минерализацией. Плотность дистиллированной воды при 4°С принята за единицу. Плотность пластовых вод на поверхности всегда больше единицы и достигает 1,3 г/см³ и более. Воды в пластовых условиях в большинстве случаев менее плотные, чем на поверхности, что обусловливается влиянием пластовой температуры.

В нефтепромысловой практике плотность воды определяют по величине солености в градусах Боме (°Ве'). Градус Боме соответствует 1 % массового содержания NaCI в растворе.

-117-

Замеренную величину солености по ареометру пересчитывают на плотность по формуле rf=145/(145-/i), где d - плотность при температуре 15,5°С, г/см³; п - соленость, °Ве".

Плотность пластовой воды /^д =р/Ь, где р - плотность воды в

стандартных условиях; Ъ - объемный коэффициент пластовой воды.

Вязкость пластовых вод уменьшается с ростом температуры и возрастает с увеличением их минерализации. Вязкость воды в пластовых условиях обычно значительно меньше вязкости нефти, поэтому вода в этих условиях имеет большую подвижность, чем нефть. Для нефтяных и газовых месторождений характерно присутствие пластовых вод вязкостью 0,2-1,5 МПа-с. При атмосферных условиях и 20°С вязкость этих вод составляет в среднем 1,005 мПа-с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство жидкости противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества -органические кислоты и основания. В общем случае по мере увеличения времени контакта вод (щелочных и жестких) с нефтью их поверхностное натяжение резко падает (в 3-7 раз). Межфазовое натяжение вод на границе с нефтью возрастает от щелочных вод (4,410⁵ Н/см) к жестким пластовым (22,6 10⁵ Н/см), к морской и дистиллированной (3410⁵ Н/см).

Существенное значение для разработки нефтяных и газовых место-рожцений имеет растворяющая способность подземных вод по отношению к нефти, газу и компонентам их состава.

Растворимость жидких УВ в воде возрастает с повышением температуры и несколько снижается с ростом давления. Наибольшая растворимость в воде у бензола. Растворимость в воде УВ одного класса уменьшается с ростом их молекулярной массы, а также падает в присутствии других УВ. Насыщение воды газом приводит обычно к снижению растворимости в ней жидких УВ. На растворимость жидких УВ в воде влияет и ее минерализация. Электролиты снижают взаимную растворимость. Взаимная растворимость нефтей и воды мало изучена. При температуре до 100°С нефть и вода слабо взаимно растворяются.

В интервале 150-200°С растворимость нефти в воде заметно увеличивается, а при температуре выше 200°С резко возрастает.

Явление неограниченной растворимости в системах нефть -

-118-

вода наблюдается в интервале температур 320-330°С при давлении порядка 160 МПа.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти и зависит от минерализации воды и температуры. При прочих равных условиях лучшей растворимостью в воде обладают сероводород и углекислый газ, худшей - азот. С увеличением минерализации растворимость газов ухудшается.

В большинстве случаев газосодержание пластовых вод равно 0,2-0,5 мЭ/м³ и не превышает 1,5-2,0 мЭ/м³. Величина газосодержания пластовой воды определяется путем анализа глубинных проб.

Коэффициент теплового расширения воды характеризует изменение единицы объема воды при увеличении ее температуры на 1 °С. Он в основном зависит от температуры и минерализации. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения изменяется неравномерно. Объем воды при увеличении температуры от 0 до 4°С уменьшается. В интервалах изменения температур 4-10; 10-20; 20-30 и 65-70°С средний коэффициент теплового расширения соответственно составляет 6,5-Ю'⁵; 15-Ю'⁵; 25,8 •10'⁵ и 58 •10'⁵

Изменение объема пластовой воды под действием температуры, давления и газонасыщенности принято харак­теризовать пластовым объемным коэффициентом воды Ъ, который показывает отношение объема воды в пластовых услови­ях епл ^{к ее} объему в нормальных условиях (0,1 МПа, 20°С) Рдов^:

⁰ ~ 'пл' •пов ^— Рпов' Рпл '

где /?пов • Рпл ~ плотность воды в нормальных и пластовых условиях.

Объемный коэффициент пластовых вод нефтяных и газовых месторождений изменяется от 0,98 до 1,20. Наибольшее влияние на его величину оказывают пластовая температура и минерализация.

Коэффициент сжимаемости пластовой воды показывает изменение единицы объема воды в пластовых условиях при изменении давления на 0,1 МПа. Для пластовых вод нефтяных и газовых месторождений он находится в пределах (3-5)-10⁴ МПа'¹, зависит главным образом от газонасыщенности и температуры и выражается следующим образом: /^=y^(1+0,05g), где /^ -

коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ;

Рц - коэффициент сжимаемости дегазированной пластовой воды;

g - газосодержание пластовой воды.

-119-

Электропроводность пластовой воды характеризует ее способность проводить электрический ток. Она увеличивается с повышением концентрации растворенных в воде солей и температуры.

Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом-м. Удельное электрическое сопротивление вод нефтяных и газовых месторождений в большинстве случаев находится в пределах от 0,05 Ом-м (крепкие рассолы) до 1 Ом-м (слабосоленые воды). Его измеряют на поверхностных пробах воды при температуре, равной пластовой, или рассчитывают по минерализации воды:

/^•Ю-ЕЦа/а/э.а-^к/э.к)].

где а и А- - количество г-экв. анионов и катионов в растворе; ^ и /к -электрическая подвижность анионов и катионов; /за и /д к -

коэффициенты электропроводности при заданной концентрации электролита.

Расчеты проводят с помощью специальных таблиц и графиков. Но большое содержание в растворе гидрокарбонат-ионов (более 10 %) вносит существенные погрешности. Знание удельного сопротивления пластовых вод необходимо для количественной интерпретации материалов электрометрии скважин.

Радиоактивность пластовых вод обусловлена содержа­нием в них радия, урана и радона. В водах нефтяных и газовых месторождений их концентрации невелики. Так, содержание радия достигает 10'⁷ г/л, урана 10'⁹ г/л. Радий накапливается главным образом в хлоридных рассолах в условиях восстановительной обстановки. В сульфатных водах окислительной обстановки он образует труднорастворимые соли, выпадающие в осадок.

5.5. Изучение водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов.

5.5.1. Методы определения контактов

Методы определения водонефтяного контакта.

Методы определения ВНК постоянно модернизируются и развиваются. Однако до сих пор нет универсального метода, дающего надежные результаты по определению ВНК в различных геолого-физических и технологических условиях разработки.

-120-

В связи с этим при оценке текущего ВНК необходимо совместно использовать данные геофизических методов, промысловых и некоторых специальных видов исследования скважин, проводимых в комплексе с ними.

Многочисленные методы определения ВНК, применяемые в настоящее время, можно условно объединить в несколько групп:

гидродинамические, оптические, геологопромысловые, геофизические и методы, основанные на закачке в пласт-коллектор радиоактивных изотопов или жидкостей различного химического состава.

Гидродинамический метод оценки текущей нефтенасыщенности и водонефтяного контакта предложен В.А.Сусловым. Он основан на сравнении гидропроводности пласта в одной и той же скважине, определенной до и после момента ее обводнения по данным метода восстановления давления. Данная методика находится в стадии теоретического и экспериментального обоснования. Проведенные промысловые исследования по скважинам пластов Аз Кулешовского, Ai Бавлинского и Ci Арланского месторождений показали принципиальную возможность ее применения. Следует отметить, что наилучшие результаты получаются лишь при больших отношениях вязкостей нефти и воды.

Оптические методы контроля за перемещением нефти основаны на свойстве пластовых нефтей значительно изменять коэффициент светопоглощения К^ в зависимости от

расстояния до контакта нефть-вода. Параметр К^ может

изменяться в 2,5-5 раз в пределах залежи, причем изменение наблюдается как на площади, так и по мощности продуктивного пласта.

Опыт применения фотоколориметрического метода на месторождениях Татарстана и Башкортостана показал, что величина К^ изменяется по мощности пласта, уменьшаясь с удалением от поверхности ВНК. Непосредственно на контакте нефти с водой К^ нефти резко возрастает и может достигать

нескольких тысяч единиц против сотен в нефтяной части пласта. Это свойство нефтей, наряду с решением ряда промысловых задач, может быть использовано для определения перемещения ВНК. Однако точно оценить местоположение ВНК при существующей технологии проведения фотоколориметрии не представляется возможным.

Геологопромысловые методы оценки положения ВНК ос­нованы на данных об обводненности продукции скважин, проница­емости пласта, вязкости нефти и эффективной мощности пласта.

-121-

Определение ВНК базируется на известных решениях М.М.Глоговского о совместном притоке нефти и воды в скважину:

qh ^1 ^в ^н»

(5.17)

•"Д⁶ бв. бд - дебиты воды и нефти (м³) в пластовых условия;

К^, К^ - проницаемость пласта в нефтяной и водяной зонах;

//в, //н - абсолютная вязкость воды и нефти; Ну, Н^ - мощность нефтяной и водяной зон пласта.

Погрешность в определении ВНК по данным обводненности продукции в скважине связана с неучетом влияния переходной зоны, анизотропии пласта по проницаемости, а также с погрешностями определения фазовой проницаемости при различной насыщенности коллекторов.

Использование радиоактивных изотопов или жидкостей, отличных по химическому составу, для определения ВНК основано на различных величинах фазовой проницаемости пласта-коллектора в нефтяной и водяной его частях. Общим для всех модификаций этого метода является то, что в пласт закачивается жидкость определенного состава. Жидкость может обладать высокой (низкой) фазовой проницаемостью для нефтеносной части пласта и низкой (высокой) фазовой проницаемостью для обводненной части пласта.

Радиоактивную смесь приготовляют с помощью специальных приборов - инжекторов и задавливают в пласт. При последующей эксплуатации скважин жидкость с радиоактивными изотопами быстро вымывается из той части пласта, в которой он обладает высокой фазовой проницаемостью. Сопоставление контрольного и повторного замеров гамма-активности против продуктивного пласта позволяет выявить нефтяную и обводняющуюся части пласта.

Кроме радиоактивных индикаторов в настоящее время применяют также закачку в пласт жидкости, отличной от жидкости, насыщающей пласт, и определяют нефтяные и обвод­ненные интервалы пласта по скорости расформиро­вания зоны проникновения. Контроль за скоростью расформирования зоны проникновения осуществляется методами радиометрии.

Рассмотренные выше методы определения ВНК находятся в стадии развития, а исследования ими чаще всего носят эпизодический характер. В настоящее время наиболее распространены промыслово-геофизические методы оценки ВНК.

-122-

Промыслово-геофизические методы оценки ВНК можно разделить на две группы: а) методы радиометрии; б) различные модификации метода сопротивлений.

Методы радиометрии для определения ВНК стали применяться с 1955 г. Обобщение накопленного опыта показало, что положительные результаты можно получить при исследовании неперфорированной части эксплуатационного объекта.

В настоящее время, применяются: стационарные методы радиометрии - нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМт), нестационарные -импульсный нейтрон - нейтронный метод (И ННМт) и импульсный нейтронный гамма метод (ИНГМ). При детальных исследованиях проводится разделение нефтеводоносных пластов методом наведенной активности НА (по Na, C1, О).

Внедрение в промысловую практику импульсных методов позволило применять методы радиометрии для определения ВНК в пластах с меньшей минерализацией вод. Так, если НГМ и ННМт можно применять при минерализации пластовой воды больше 150 г/л NaCI, то импульсные методы - при 40-50 г/л ' NaCl. Теоретические основы применения методов радиометрии широко освещены в отечественной литературе.

Наиболее эффективны для определения ВНК различные моди­фикации метода сопротивлений. Во всех вновь пробуренных скважинах устанавливаются начальное или текущее положения ВНК методом электрометрии. Эти данные являются основными при определении начального ВНК в целом по залежи. Данные электрометрии позволяют оценить также текущую нефтенасыщенность продуктивного пласта. Однако после полного разбуривания залежи методы электрометрии проводятся только в специальных оценочных скважинах.

Среди методов, применяемых в производственных условиях для оценки ВНК и насыщенности коллекторов по величине их удельного сопротивления, сравнительно новым является индукционный. Принципиальное преимущество индукционного метода по сравнению со стандартной электрометрией состоит в том, что он позволяет исследовать сухие скважины или заполненные слабо проводящим промывочным раствором на нефтяной основе. Однако подобные условия на практике встречаются редко. Индукционный метод в основном применяется совместно с различными видами электрометрии, поскольку включение его в обязательный комплекс измерений позволяет повысить эффективность геофизических исследований и при измерениях в обычных скважинах, пробуренных на глинистом растворе, приготовленном на воде. По сравнению с

-123-

существующими методами стандартной электрометрии индукционный метод обладает рядом преимуществ, реализация которых позволяет получать дополнительную информацию о разрезах скважин.

Индукционный метод наиболее эффективен для исследования сравнительно низкоомных разрезов при отсутствии проникновения или при повышающем проникновении в интервале коллекторов. Регистрация диаграмм в линейном масштабе проводимости позволяет получать шкалу сопротивлений, растянутую в интервале низких значений.

Индукционный метод позволяет значительно повысить точность определения удельного сопротивления низкоомных коллекторов-водонасыщенных и обводненных песчаников.

При разработке нефтяных месторождений с заводнением коллекторов пресными водами часто невозможно разделить по удельному сопротивлению нефтяные пропластки и пропластки, обводненные закачиваемой водой. В этом случае положительные результаты получены при совместном применении электрометрии и волнового диэлектрического метода (разновидность индукцион­ного метода). Пропластки, обводненные пресной водой, и нефте­носные разделяют по различию диэлектрической проницаемости е, которая составляет для нефти 5-10, для воды 14-20 отн.ед.

Методы определения газонефтяного контакта

1. Контроль за положением газонефтяного контакта (ГНК) осуществляется по следующим данным: а) в неперфорированном

интервале пласта по кривым нейтронных методов НН К НГК ИННК (рис.26);

Q) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Основными методами контроля за положением ГНК являются стационарные нейтронные методы: НГК, ННК.

2. Возможность применения нейтронного каротажа для разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обусловлена их различием в объемном содержании родорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью, что приводит к повышению показаний НГК и ННК при измерениях с зондами, большими инверсионного, против газоносной части пласта. По этому признаку разделяются газоносная и нефтеносная части пласта и осуществляется контроль за продвижением ГНК.

-124-

Рис.26. Движение ГНК во времени (Анастасиевско-Троицкое месторождение):

а - скв. 98; б - скв. 188; в - скв. 382. Замеры: I - фоновый, II - повторный. Пласты:

1 - газоносный, 2 - нефтеносный

3. На диаграммах НМ в однородном пласте положение ГНК устанавливается в точке начала роста показаний над уровнем показаний в заведомо нефтеносной части пласта. В неоднородном пласте положение ГНК можно определить по результатам сравнения предыдущего и последующего измерений, если за время между измерениями произошло изменение положения ГНК. Сопоставление этих диаграмм позволяет по точке начала увеличения показаний на одной диаграмме относительно другой

125-

устанавливать положение ГНК как в момент последующего, так и в момент предыдущего измерения. Положение первоначального ГНК определяется в неоднородном пласте по результатам сравнения двух измерений, выполненных после бурения, когда газ оттеснен от забоя фильтратом промывочной жидкости, и после расформирования зоны проникновения.

Промыслово-геофизические методы определения газоводяного контакта аналогичны методам определения водонефтяного контакта.

5.5.2. Виды контактов

Положение водонефтяных и газоводяных контактов залежей, находящихся на стадии разведки, т.е. в положении гидродинамического равновесия, обычно принимается в первом приближении за горизонтальную плоскость. Тщательное изучение закономерностей в положении контактов позволяет в дальнейшем правильно оценить величину запасов, а в некоторых случаях и наметить принципы разработки. Детальное изучение контактов, особенно на крупных месторождениях показывает наличие закономерного смещения (наклона) плоскости ВНК, связанного с региональной гидродинамической характеристикой района. Наличие различных отметок контактов в достаточно однородной толще может свидетельствовать о том, что мы имеем дело с различными залежами при отсутствии гидродинамической связи.

Наличие одинаковых отметок контактов в пластах, кажущихся совершенно самостоятельными залежами, может свидетельствовать о наличии гидродинамической связи между ними. Ярким примером являются пласты Д1 и Дп Туймазинского месторождения. Каждый из них представляет собой громадный объект разработки, но отметки ВНК у них одинаковы - 1470 м. Таким образом, оба этих пласта являются частью одной залежи, а сами пласты гидродинамически связаны. Гидродинамическая связь между пластами Д1 и Дп была обнаружена в процессе эксплуатации, что привело к коренному изменению системы разработки и внедрению внутриконтурного заводнения.

Наряду с региональными закономерностями различные отметки контактов могут быть вызваны также локальными факторами, связанными с особенностями строения пласта-коллектора и наличием так называемой "переходной зоны". Определение гипсометрического положения контактов залежи в сопоставлении со структурными картами по кровле и подошве этой же залежи продуктивного пласта позволяет установить положение внешнего

-126-

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

5.5.3. Понятие о переходной зоне

От правильности определения положения водонефтяного контакта зависят точность подсчета запасов нефти и эффективность контроля за процессами заводнения коллекторов. При определении ВНК методические трудности связаны с нахождением его положения в пределах переходной зоны. Нефтенасыщенность в пределах переходной зоны быстро снижается от предельного значения до нуля:

/Со ~~1 ~ '*i-t ~' ^лл ^

(5.18)

где А, т - постоянные для данного пласта, зависящие от структуры порового пространства, свойств нефти и воды; Z - расстояние от нижней границы переходной зоны (1<:у='\);!сц, ky - соответственно

коэффициенты нефтенасыщенности и водонасыщенности.

Используя связь между водонасыщенностью и удельным сопротивлением пласта рц, можно получить зависимость:

(5.19)

где /о^п - удельное сопротивление водонасыщенного

песчаника; п - коэффициент, постоянный для данного пласта и зависящий от структуры порового пространства.

Анализ, проведенный рядом исследователей, показал, что для достаточно однородного пласта п т т, и, следовательно, сопротивление в пределах переходной зоны меняется практически линейно. Это используется на практике при выделении ВНК в интервале переходной зоны.

В гидрофильных породах наличие пластовой воды над зоной 100 %-й водонасыщенности обусловлено ее капиллярным всасыванием, являющимся результатом того, что давление в смачивающей фазе меньше, чем в несмачивающей (нефти и газе). Водонасыщенность соответствует капиллярному давлению в коллекторе (рис.27), т.е. избыточному давлению д<:, которое

-127-

100% Водонасьиценность

Рис.27. Распределение флюидов в гидрофильном нефтегазоносном коллекторе:

1 - антиклинальная структура; 2 - газовая шапка: 3 - переходная зона между газоносной и нефтеносной частями пласта: 4 - гаэонефтяной контакт: 5 - уровень, выше которого получают чистые нефть и газ; б - нефтеносная зона; 7 - переходная зона между нефтеносной и водоносной частями пласта (зона двухфазного потока -нефть и вода); 8 - водонефтяной контакт; 9 - зона 100 % водонасыщенности; 10 - зона капиллярного распределения флюидов; 11 - остаточная нефтенасыщенность; 12 -зона однофазного потока - вода

должно быть приложено к несмачивающей фазе, чтобы обеспечить различную все уменьшающуюся степень водонасыщенности путем вытеснения воды из породы:

Дс= о-вн cose • (2/г) =^(о-в- сгн)й,(5.20)

W Рк ~ капиллярное давление; сгдн - поверхностное натяже­ние на границе раздела фаз вода-нефть; в - угол смачивания водой поверхности твердой фазы (обычно служит мерой смачива­ния водой поверхности твердой фазы при 0 < cos0 < 1,0); г -средний радиус капилляра; g - ускорение свободного падения;

°в • ^н " разность плотностей воды и нефти; h - высота, для которой рассматривается соотношение между водонасыщен-ностью и р^, соответствующее высоте над верхним уровнем зоны со 100 %-й водонасыщенностью.

Кривая капиллярного давления характеризует распределение капилляров породы по размерам. Ее также можно исполь­зовать для вычисления высоты над уровнем зоны 100 %-й водонасыщенности, на которой водонасыщенность равна заданному значению. Для этого можно воспользоваться выражением

- 128-

(5.21)

Капиллярное давление в породе контролирует и распределение флюидов вблизи контакта газ-нефть, но переходная зона между газонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта значительно меньше вследствие большой разности плотностей нефти и газа.

На рис.27 схематически показано распределение флюидов в нефтяной залежи, содержащей газовую шапку. Остаточные водонасыщенности в нефтеносной и газоносной зонах в основном одинаковы. По этой причине невозможно отметить газонефтяной контакт по данным электрического каротажа.

Анализ большого объема электрометрических исследований поз­воляет сформулировать основные правила определения границ переходной зоны. Подошва переходной зоны отмечается резким увеличением КС на диаграммах, зарегистрированных потенциал-зондом или последовательным градиент-зондом. Верхняя граница переходной зоны отмечается максимумом КС при последова­тельном градиент-зонде. В случае потенциал-зонда КС изменяет­ся плавно и выделить верхнюю границу переходной зоны трудно.

Для выделения границ переходной зоны могут. быть использованы стандартный потенциал-зонд и градиент-зонды длиной 0,8-2 м и более. Если проникновение в водоносной части коллектора глубокое и составляет четыре диаметра скважины и более, то для выделения переходной зоны из применяемого комплекса можно использовать только градиент-зонды, начиная с двух, а в отдельных случаях с четырехметрового.

Для выделения подошвы переходной зоны необходимо, чтобы общая мощность предельно нефтенасыщенной части и переходная зона были не менее длины зонда. Для определения положения кровли переходной зоны мощность предельно нефтеносной части должна не менее, чем в 2 раза превышать длину зонда. В случае меньшей мощности максимум КС смещается вниз и тем больше, чем меньше отношение мощности предельно нефтенасыщенной части к длине зонда.

Реальные пласты могут быть неоднородны по литологии (в том числе и в пределах переходной зоны), могут значительно меняться размеры зоны проникновения в различных частях пласта. Это усложняет форму кривых КС, и границы переходной зоны необходимо установить, используя весь комплекс геофизических исследований.

Ввиду изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны за водонефтяной контакт принимается граница, выше которой из пласта может быть получена практически безводная нефть,, а ниже - вода, возможно, с незначительным содержанием нефти. По кривым фазовой проницаемости при коэффициенте нефтенасыщенности 70 % фазовая проницаемость для воды

9 Каналин

-129-

Рис.28. Пример выделения переходной зоны в пласте-коллекторе межзернового типа (по Б.Ю. Вендельштейну):

1- зона предельного или стабилизированного насыщения нефти газом; 2 - переходная зона; породы: 3 - водонасыщенные, 4 - непроницаемые; / - водо-нефтяного

контакта над зеркалом воды, I - зоны стабилизации над зеркалом воды

близка к нулю. Поэтому водонефтяной контакт в интервале переходной зоны выделяется по значению удельного сопротивления, соответствующего песчанику, 70% порового объема которого заполнено нефтью, а 30 % пластовой водой. Это сопротивление называют критическим (ус^р), а его

величина находится по лабораторным измерениям на образцах или по результатам испытания пластов с переходной зоной, не содержащих предельно водонасыщенной части коллектора. При подсчете балансовых запасов содержание нефти ниже ВНК, выделенного по критическому сопротивлению, не учитывается, а коэффициент нефтенасыщенности в части переходной зоны, расположенной. выше ВНК, принимается таким же, как и в предельно нефтенасыщенном коллекторе.

На практике критическое сопротивление в переходной зоне необходимо выбирать, исходя из геолого-физических свойств пласта (пористости, проницаемости, глинистости). При вскрытии продуктивного пласта с переходной зоной интервал префорации обычно находится значительно выше поверхности с критическим сопротивлением. Сознательное уменьшение интервала

130-

Рис.29. Пример выделения переходной зоны по пласту АВ4.5 Самотлорского месторождения: 1 - песчаник; 2 - глинистый песчаник; 3 - глина; 4 - пласт отдает нефть; 5 - пласт отдает нефть с водой; 6 - пласт отдает воду

перфорации промысловиками проводится с целью ограничения притока пластовой воды. Однако на количество воды, добываемой попутно с нефтью, более значительное влияние оказывает наличие в пласте литологических экранов.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта, минерального состава коллектора и цемента, и структурно-текстурных свойств величина переходной зоны может быть от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

На рис.28 показан классический пример выделения переходной зоны в однородном пласте-коллекторе межзернового типа.

На рис.29 показано выделение переходной зоны в пласте, имеющем четко выраженные глинистые пропластки, препятствующие капиллярному всасыванию. Но тем не менее

Дата добавления: 2014-12-27