4.3.1.Капиллярно-гравитационная модель залежи нефти пласта юс2 Восточно-Сургутского месторождения

В пределах изученного участка Восточно-Сургутского месторождения абсолютные отметки кровли пласта ЮС₂ изменяются от минус 3100 до минус 2780 м (рис. 3.22), то есть диапазон изменения гидростатических давлений может достигать 30 кг/см² и более. Пласт ЮС₂ представлен пачкой чередующихся песчаных и глинистых прослоев, залегающих в кровле тюменской свиты. Общая толщина пачки достигает 22 м. Число песчаных прослоев изменяется от двух до трех.

Песчаники полимиктовые, плохо отсортированные, характеризуются высокой удельной поверхностью (300 см^-1 и более), в цементе присутствует хлорит. Песчаники являются первично преимущественно гидрофильными. Однако степень их гидрофильности невысока, что, прежде всего, обусловлено сравнительно низким содержанием кварца (до 45%). Кварц, как известно, характеризуется весьма высокой степенью гидрофильности и его содержание в породе существенно регулирует ее смачиваемость. Высокая удельная поверхность и содержание в цементе хлорита делает песчаную породу весьма предрасположенной к гидрофобизации за счет адсорбции как растворенных в воде нафтеновых кислот, так и полярных компонентов нефти.

Косвенной характеристикой смачиваемости породы-коллектора может являться ее водоудерживающая способность. Так в пласте ЮС₂ Восточно-Сургутского месторождения остаточная водонасыщенность изменяется от 17.9 – 50.1% (скв. №95) до 59.1 – 68.1% в скважине №41 (таблица 3.8).

Столь широкий диапазон колебания этого параметра свидетельствует о резкой пространственной изменчивости смачиваемости пород, слагающих пласт, и о присутствии в его составе как гидрофильных, так и гидрофобных разностей.

Рис. 3.22. Структурная карта кровли зонального интервала ЮС₂¹ Восточно-Сургутского месторождения

Р ис. 3.23. Карта капиллярных давлений в пласте ЮС₂¹ Восточно-Сургутского месторождения

Р ис. 3.24. Карта капиллярно-гравитационного отношения в пласте ЮС₂¹ Восточно-Сургутского месторождения

На карте капиллярных давлений в пласте ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения (рис. 3.23) выделяются три зоны относительно низких капиллярных давлений. Одна из них пересекает залежь нефти в северо-восточном направлении (скв. №90Р, №78Р). В её пределах находится участок, разбуренный рядами эксплуатационных скважин. Вторая зона пониженных капиллярных давлений расположена в северной части рассматриваемого участка (скв. №№42Р, 55Р, 56Р). Третья зона, наименьшая по площади, занимает юго-восточную часть залежи (скв. №65Р).

Карта капиллярно-гравитационного отношения залежи нефти пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения (рис. 3.24) в общих чертах имеет сходство с картой капиллярных давлений, что обусловлено незначительным размахом глубин залегания пласта в пределах месторождения. Участки пониженных значений КГО в основном соответствуют зонам пониженных капиллярных давлений.

Наиболее высоким резервуарным потенциалом характеризуется северная и центральная части рассмотренного участка, ограниченные изолинией 0.35. Породы коллекторы являются сравнительно крупнопоровыми и в меньшей мере предрасположены к гидрофобизации. Во всяком случае, степень их гидрофильности высокая, что подтверждается достаточно высокой водоудерживающей способностью пород, составляющей от 59,1% до 68,1% (скв. №41). Следовательно, в пределах этой части Восточно-Сургутского месторождения может оказаться достаточно эффективным обычный способ заводнения. Однако, следует иметь ввиду, что на участках, охарактеризованных минимальными значениями КГО, при разработке методом заводнения могут остаться достаточно большие объемы нефти, окруженные относительно мелкопоровыми породами, насыщенными водой. Во избежание таких последствий на этих участках в процессе разработки можно рекомендовать очаговое заводнение.

Южная часть изученного участка Восточно-Сургутского месторождения характеризуется высокими значениями КГО. Это может свидетельствовать, во-первых, о распространении здесь низкопроницаемых пород-коллекторов и, во-вторых, о присутствии слабо гидрофильных, или даже гидрофобных, разностей. Последнее косвенно подтверждается тем, что водоудерживающая способность песчаников пласта ЮС₂ здесь составляет от 17,9% (скв. 95) до 22,6% - 31,5%(скв. №91). Таким образом, в южной части рассмотренного участка разработка залежи путем обычного заводнения не принесет желаемых результатов, поскольку нефтеотдача при традиционном методе вытеснения нефти здесь вряд ли превысит 5% [52].

Для повышения эффективности извлечения нефти на этом участке можно рекомендовать применение вытесняющего флюида, который бы в большей мере, чем вода, смачивал поверхность породы-коллектора. В частности, к таким агентам могут быть отнесены различные водогазовые смеси, дымовые газы, азот и др. [45].