§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ

Водонефтяной контакт в пласте представляет собой различ­ной толщины переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основ­ном гравитационными и капиллярными силами. Последние на­ходятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое мно­гообразие свойств пород обусловливает значительные изменения толщины переходной зоны в одной и той же залежи. В песча­никах высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, толщина переходной зоны не превышает нескольких десятков сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо от­сортированными зернами она достигает 6—8 м.

Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и сте­пенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП уста­новлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения прони­цаемостью 0,350 мкм² при водонасыщенности 35—40 % поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в ко­торых нефть не представляет собой сплошной фазы. Если проницаемость равна 0,650 мкм², сплошность нефти нарушается при 28—30 % водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32—35 % от объема пор.

Р ис. V.8. Схема изменения водонасыщенности пород в вертикальном направле­нии

Для оценки размера и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. V.8), полученные путем вытеснения воды нефтью. По этим зависимостям можно приближенно определить распреде­ление нефти и воды в вертикальном направлении, а также сред­нюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом пред­полагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т. е. справедливо соотношение

p_K=gh(_B—_н), (V.7)

где _в и _н — соответственно плотности пластовой воды и нефти; g — ускорение свободного падения; h — высота над уровнем 100 %-ного насыщения водой. Отсюда . (V.8)

Так как капиллярное давление р_к - функция водонасыщен­ности p_K=f(S), тогда

(V.9)

Эта зависимость отличается от p_K=f(S) только постоянным множителем, и, следовательно, кривая, выражающая зависи­мость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зави­симость p_K=f(S) будут одинаковыми, если на оси ординат вместо p_K отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению p_K расстояние от водонефтяного контакта h. Используя эту кривую (см. рис. V.8), где капиллярное давление p_K преобра­зовано в высоту столба h, которым уравновешивается данное ка­пиллярное давление, можно приближенно оценить распределение воды из нефти в вертикальном направлении в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей толщине пласта. Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале h₁—h₂ составит (V.10)

Интеграл в этой формуле определяется площадью под кривой S = f(h) между соответствующими значениями h₁ и h2.

Следует учитывать, что в практических условиях распределе­ние нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие большого многообразия свойств пород плас­товой системы.

Иногда водонефтяной контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером прони­цаемости коллектора и другими специфическими факторами в строении залежи.

На газонефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи определяется равновесием гравитационных и капил­лярных сил, а также физическими и физико-химическими свой­ствами системы нефть — порода — газ.

Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (V.8) и (V.9), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в пере­ходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический ха­рактер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (V.9) все же следует, что высота переходной зоны нефть — газ должна быть меньше высоты водонефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностные натяжения нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.