§ 45. Выделение переходной зоны

 

§ 45. Выделение переходной зоны

В продуктивных нефтенасыщенных пластах между предельно нефтенасыщенной частью пласта и водонасыщенной находится зона постепенного замещения нефти водой — переходная зона. Ее возникновение вызвано тем, что распределение воды и нефти в пласте происходит под влиянием гравитационных и капиллярных сил; последние в гидрофильном коллекторе (наиболее распространенный случай) вызывают сохранение остаточной воды в нефтяной залежи.

В тонких капиллярах образуется вогнутый мениск. В жидкости под мениском капиллярное давление отрицательно. Под его влиянием жидкость всасывается в капилляр до тех пор, пока масса столбика жидкости не уравновесит действующее капиллярное давление (в Па):

ρ_кап=(δ_в-δ_н)gh=2σ/r,                            (ХIII.30)

где g — ускорение свободного падения в м/с²; h — высота капиллярного поднятия жидкости в м; σ — поверхностное натяжение в Н/м; r —радиус кривизны поверхности в м. При плоской поверхности раздела (r=оо) капиллярного давления нет.

На рис. 162 показан профиль поверхности жидкости, смачивающей стенки трубок. Для подавляющего большинства коллекторов смачивающей жидкостью является вода. Чтобы в поровом канале, полностью насыщенном жидкостью, началось вытеснение последней, необходимо на концах канала приложить разность давлений, называемую давлением вытеснения, которая равна капиллярному при 100 %-ной насыщенности породы жидкостью.

Капиллярное давление ркап соответствует разности давлений, возникающей в капиллярном канале, между уровнями контактных поверхностей, разделяющих две жидкости (нефть и воду). Вблизи водонефтяного контакта, когда k_в=100%, ρ_кап=0. Выше этого уровня капиллярное давление равно разнице гидростатических давлений столбов нефти и воды. Непосредственно над водной поверхностью нефтенасыщенность мала, нефть находится в наибольших порах в виде крупных шариков, имеющих малую кривизну поверхностей контакта (отсюда низкие капиллярные давления). Вверх от водонефтяного контакта нефтенасыщенность в переходной зоне увеличивается и нефть попадает в более мелкие коры и прослойки пород, водонефтяные поверхности имеют большую кривизну, а капиллярное давление выше.

В соответствии с изменением коэффициента водонасыщенности в переходной зоне изменяется и удельное сопротивление пород — от величины ρ_вп для водонасыщенности, равной 100%, до значения ρ_нг, соответствующего максимальной предельной нефтегазонасыщенности пласта. С использованием зависимости между k_в и ρ_п Н. Н. Сохрановым установлены следующие закономерности изменения этих величин в переходной зоне:

где А, m, n — постоянные для заданного пласта, зависящие соответственно от структуры порового пространства, свойств нефти и воды; z — расстояние от границы 100%-ной водонасыщенности пласта до некоторой точки в переходной зоне.

Для однородного пласта n≈m; при этом обогащение нижней части пласта остаточной водой будет охарактеризовано закономерным снижением удельного сопротивления пласта. Схематические расчетные кривые изменения k_в и ρ_п в переходной зоне однородного пласта согласно формулам (XIII.31) и (XIII.32) показаны на рис. 163.

Наличие переходной зоны на диаграммах ρ_к, полученных потенциал-зондом или по кривым ИК, выявляют по асимметрии этих диаграмм против продуктивного пласта (см. рис. 31 и 49).

Переходная зона может быть небольшой по высоте для высокопористых и хорошо проницаемых пород и значительной в породах с низкой проницаемостью. В зависимости от литологических свойств пласта и его проницаемости, а также от физико-химических свойств нефти и пластовой воды высота h_пз переходной зоны изменяется в пределах 1 —10 м и более.

Проницаемость породы, как и капиллярное давление, зависит от диаметра капилляров пористой среды. Породы с низкой проницаемостью характеризуются высокими капиллярными давлениями и значительными по высоте переходными зонами. Эту взаимосвязь используют как основание для определения проницаемости по методу сопротивления. На рис. 164 приведены кривые изменения высоты переходной зоны, полученные в лаборатории для доломита различной проницаемости. С помощью таких кривых можно оценить вероятность получения нефти или воды в том или ином интервале.

В переходной зоне с учетом изменения фазовой проницаемости и распределения водонасыщенности принято условно выделять следующие поверхности раздела: первую (нижнюю), ниже которой пласт полностью водонасыщен, вторую, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю, хотя в коллекторе содержится некоторое количество остаточной нефти (область связанной нефти); третью, ниже ее подошвы залегает область водонасыщенности, из которой можно получить и нефть, и воду; четвертую (верхнюю), ниже которой фазовая проницаемость для воды равна нулю (область связанной воды), выше этой поверхности нефтенасыщенность в пласте максимальна и сохраняется неизменной при постоянстве коллекторских свойств пород.

Резкой границы между указанными поверхностями не существует. Поэтому понятие о водонефтяном контакте условно. Для практических целей за уровень водонефтяного контакта рекомендуется принимать такой уровень в переходной зоне, для которого нефтенасыщенность и удельное сопротивление равны критическим, т. е. являются наименьшими для заданного пласта, когда в первоначальный период эксплуатации еще получают притоки практически безводной нефти. Согласно условию выделения ВНК его уровень может быть отождествлен с третьей поверхностью раздела. По фактическим данным установлено, что уровень ВНК для большинства месторождений расположен на 1—1,5 м выше нижней границы переходной зоны.