1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири

1.7.1 Характеристика переходных зон

Контакт между нефтью и водой, нефтью и газом и газом и водой в залежах никогда не бывает резким и всегда присутствует некоторый интервал перехода от одной фазы к другой. Природа этого явления различна. Наиболее известной причиной формирования переходной зоны является действие капиллярных сил. Дело в том, что большинство нефтегазосодержащих пород являются гидрофильными, т.е. хорошо смачиваются водой. В связи с этим подошвенная вода, подстилающая залежь, по тонким капиллярным порам поднимается в нефтяную или газовую части залежей, создавая переходную зону. Вполне естественно, что толщина этой зоны будет зависеть от размера пор и от разности плотностей нефти и газа с одной стороны и воды- с другой. Чем тоньше поры и чем меньше разница в плотностях углеводородов и воды, тем больше толщина переходной зоны и наоборот. Поэтому в залежах тяжелых нефтей, приуроченных к глинисто-алевритистым коллекторам толщина переходной зоны максимальна и может достигать нескольких десятков метров. В газовых залежах с грубозернистыми коллекторами переходная зона минимальна и может измеряться десятками сантиметров.

Встречаются и достаточно экзотические причины формирования переходных зон, например, переформирование структурных планов ловушки после создания залежи: одни участки залежи могут опускаться, а другие, наоборот, подниматься. При этом, естественно, нарушается равновесие, созданное в залежи в процессе ее формирования в соответствии с плотностями нефти (газа) и воды. Процесс формирования нового равновесия достаточно длителен и он не успевает за тектоническими движениями и в зонах опускания образуются слабонасыщенные участки ниже контакта, образуя переходные зоны. Более того, в результате таких движений могут образовываться залежи с наклонными контактами. С этим явлением связано образование наклонных контактов на Лянторском (пласты АС_9-11), Самотлорском (БВ₈), Северо-Варьеганском (Ю₁), на большинстве газовых залежей сеномана на севере ЗСНГП. Одновременно с наклонными контактами в этих залежах встречаются и переходные зоны.

Наличие переходных зон затрудняет проблему установления границ залежей, т.к. не всегда удается уверенно определить границу между продуктивной и непродуктивной частью пласта. Нефтегазонасыщенность в переходной зоне меняется постепенно от 0 в водоносной части до максимальной в предельно насыщенной зоне. Для этого лабораторным путем или по данным промысловых испытаний определяют критические значения электрических сопротивлений, при которых из пласта может быть получена нефть и на этом уровне проводят ВНК или ГВК.

Как правило, каждая нефтяная залежь имеет водонефтяную зону (ВНЗ). Например, на таких месторождениях, как Арланское, Туймазинское, Шкаповское, Бавлинское, Мегионское и т.д. площадь первоначальных (ВНЗ) занимает от 31 до 80,3% общей площади нефтеносности [35].

Месторождения углеводородов Западной Сибири, приуроченные к меловым отложениям, являются многопластовыми. В продуктивных песчано-глинистых отложениях развит поровый тип коллекторов, литолого-петрофизические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства которых достаточно хорошо изучены [11,16].

В большинстве случаев в меловых отложениях выявлены структурные залежи с обширными переходными зонами и зонами недонасыщения, содержащие значительные запасы нефти. Так, в зонах недонасыщения залежей, приуроченных к меловым отложениям Среднеобской нефтегазоносной области, содержится более 12 % начальных потенциальных ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без баженовского нефтегазоносного комплекса), что является одним из критериев постановки работ по изысканию методов ограничения водопритоков с целью получения безводных промышленных притоков нефти из этих зон.

Актуальным является знание гипсометрической отметки ВНК, особенно в залежах с обширными переходными зонами. Первоначальное ВНК отбивается по данным геофизических исследований скважин. Из-за сложности геологического строения залежей и неоднозначной интерпретации материалов геофизических исследований скважин единого мнения о положении ВНК нет до сих пор.

Известно, что в природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости – пластовой воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение воды по их высоте является более сложным. В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, т.е. свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделены между собой в залежах по гравитационно-капиллярному принципу. Закономерность изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа такова, что водонасыщенность возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам. (Чем выше контраст порометрических характеристик контактирующих слоев в залежи и выше неоднородность (расчлененность) ее строения, тем сложнее характер изменения остаточной водонасыщенности по высоте залежи. Характер распределения водонасыщенности по высоте реальной залежи оценивается путем построения графика изменения величины К_в или К_нг в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ВНК) по всем скважинам месторождения. Высота каждой зоны зависит от геологических особенностей строения и условий формирования залежи и коллекторских свойств пород. На отдельных месторождениях Западной Сибири высота предельно насыщенной зоны значительно меньше высоты недонасыщенной и переходной зоны, а суммарная высота последних составляет 10-40 м (и больше), и на них приходится более 70 % объема залежей нефти.

Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяется многими факторами: свойствами пород и самих флюидов, соотношением объемов смачивающего (вода) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов и др. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей для воды (К_пр.в.), нефти (газа) (К_пр.нг.). По содержанию воды в нефтяной залежи выделяют четыре зоны [11,16]:

- предельного насыщения, где К_вК_в.св.;

- недонасыщенная, где К_в.св<К_в<К^I_в;

- переходная, где К^I_в<К_в<К^II_в;

- остаточной нефтенасыщенности, где К^II_в<К_в<1 (рисунок 1.16).

1 - вода, 2 – зона с остаточной нефтью, 3 – зона совместных притоков нефти и пластовых вод (3' – зона эквивалентной нефтенасыщенной толщины, 3'' – зона эквивалентной водонасыщенной толщины), 4 – зона недонасыщения, 5 – зона предельного нефтенасыщения, 6 – условная статистическая линия распределения удельного электрического сопротивления пласта по высоте залежи (по В.К. Федорцову, 1986), 7 – условная статистическая линия распределения коэффициента нефтенасыщенности по высоте залежи

Рисунок 1.16 - Схема распределения различных по нефтенасыщенности зон по высоте нефтяной залежи

Как следует из данных на рисунке 1.12, в зоне недонасыщения, наряду с подвижными углеводородами и связанной водой, находится некоторое количество свободной пластовой воды, содержание которой возрастает от К_в.св до К^I_в. Высота этой зоны может быть различной в зависимости от строения и условий формирования залежей. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2-3 раза меньше, чем в глинистых и слоистых. В последних она может достигать толщины 30-50 м. Относительная проницаемость для воды в пределах такой зоны равна нулю и при соблюдении правильной технологии отбора из этой зоны получают чистые притоки нефти. При нарушении технологии эксплуатации из этой зоны можно получить продукцию с небольшим содержанием воды за счет отрыва движущимся потоком углеводородов. Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного контакта. Например, многими исследователями отмечается, что продуктивным горизонтам группы АВ Самотлорского месторождения свойственны значительная литологическая неоднородность, расчлененность и прерывистость. Пласты песчаников и алевролитов обладают повышенным содержанием связанной воды. В результате в приконтурных участках образуются обширные зоны недонасыщенности коллекторов толщиной до 30 м. Поэтому в начальный период эксплуатации скважин, в которых перфорирован пласт на расстоянии 10-20 м от уровня ВНК, зачастую в своей продукции они имеют воду (пласты АВ_4-5, АВ_6-7) [11,16].

В пределах каждой залежи максимальная гипсометрическая отметка, на которой относительная проницаемость для воды равна нулю, колеблется вследствие изменения коллекторских свойств породы и строения залежи. Если в зоне ВНК порометрические характеристики пород по площади залежи существенно различаются, то абсолютные отметки ВНК (где К_в=К^I_в) будут также изменяться, что является одной из причин существования негоризонтальных контактов. Высота недонасыщенной зоны оценивается по графику изменения величины К_н от удаления (по вертикали) пласта от отметки ВНК (Н) [11,16].

На рисунке 1.17 приведена схема распределения различных по нефтенасыщенности зон по высоте нефтяной залежи, в соответствии с которой снизу вверх выделяют следующие зоны.

1. Водонасыщенная зона.

2. Зона с остаточной нефтью, в подошве которой содержание остаточной нефти _н = 0, а в кровле - фазовая проницаемость по нефти К_пр.н. = 0. Эта зона завершает нефтяную залежь. В ней на самых низких гипсометрических отметках залегает полностью водонасыщенные породы (К_в=1), где Р_к = 0. Выше этой отметки породы содержат свободную воду и остаточную (неподвижную) нефть. В этой зоне относительная проницаемость для нефти всегда равна нулю, а водонасыщенность больше К^II_в. Высота ее на различных месторождениях изменяется от нескольких метров до 10-50 м. Остаточная нефтенасыщенность этой зоны может быть самой различной. В безглинистых коллекторах она выше, чем в глинистых, и в общем случае возрастает вверх по разрезу от “зеркала воды”. Приток из этой зоны при испытании скважин (без дополнительного воздействия на пласт методами стимулирования притока нефти) осуществляется за счет движения свободной воды.

3. Зона совместных притоков пластовой воды и нефти - это так называемая переходная зона. В подошве зоны фазовая проницаемость по нефти К_пр.н. = 0, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле зоны фазовая проницаемость по воде К_пр.в. = 0, а свободная вода выше этой зоны целиком переходит в связанную. При испытании этой зоны получают притоки за счет свободной воды и подвижной нефти, по соотношению которых эту зону расчетным путем можно разделить на эквивалентные водо- и нефтенасыщенные толщины. Толщина переходной зоны даже в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород, пластовых флюидов и строения коллекторов. В общем случае она обратно пропорциональна проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Этими причинами объясняются случаи, когда отметки ВНК в соседних скважинах изменялись на 10 м и более при горизонтальном положении уровня для зеркала воды. При наличии в переходной зоне непроницаемых или слабопроницаемых пропластков ее высота увеличивается на размеры, превышающие суммарную толщину таких пропластков. Чем выше неоднородность (слоистость) пород, тем большую толщину имеет переходная зона. Многие нефтяные и нефтегазовые залежи месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции имеют большие зоны недонасыщения и переходные зоны с повышенным содержанием остаточной воды. Обширные водонефтяные зоны имеются на Федоровском, Самотлорском, Варьеганском, Лянторском, Суторминском, Холмогорском и других месторождениях. Переходные зоны нефтяных залежей участвуют в разработке. По мере выработки залежи происходит снижение нефтенасыщенности пород в переходной зоне вплоть до значения К^II_в. При значительной толщине переходной зоны на больших месторождениях целесообразно выделять ее в самостоятельный объект подсчета, для чего необходимо определять значения h_эф, К_н., коэффициенты нефтеотдачи и категорийность запасов.

4. Зона недонасыщения порового объема коллектора нефтью. На нижней границе зоны фазовая проницаемость по воде К_в=0, на верхней нефтенасыщенность достигает своего максимального значения. Водонасыщенность коллектора по толщине зоны снизу вверх убывает за счет снижения доли диффузных слоев при создании на пласт градиента давления. При вскрытии пласта бурением обычными глинистыми растворами, как это показано исследованиями Ф.Н. Зосимова (1976 г.), формируются заметные зоны проникновения, видимо, за счет хорошей подвижности диффузных слоев связанной воды при ее вытеснении фильтратом бурового раствора.

5. Зона предельного нефтенасыщения. Для нее характерно максимальное и примерно одинаковое по высоте для равнопроницаемых коллекторов нефтенасыщение. При испытании из нее получают безводную нефть. При вскрытии этой зоны бурением обычными глинистыми растворами формируются незначительные по радиусу зоны проникновения. Видимо, на отдельных участках сплошная до этого пленка прочносвязанной воды (адсорбированной) разорвана нефтью, и поверхность породы в некоторой степени приобретает гидрофобные свойства [11,16,17].

Исследования, проведенные В.К. Федорцовым, позволяют перейти к целевому изучению свойств каждой из выделенных зон испытания скважин. Зональность по высоте нефтяных залежей, определенная с учетом различий в степени подвижности связанных воды и нефти, будет, очевидно, решающим фактором при обосновании методики выделения объектов испытания, способов их освоения и исследования, выбора методов интенсификации добычи нефти и проведения водоизоляционных работ.

Авторами изучалось распределение удельного электрического сопротивления и коэффициента нефтенасыщенности как наиболее коррелируемого с фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости по высоте отдельной залежи на примере месторождений Среднеобской нефтегазоносной области и Красноленинского нефтегазоносного района. Здесь зона недонасыщения разделена на две самостоятельные подзоны. Первая расположена непосредственно под плоскостью ВНК. Она выделяется по резкому спаду градиента dК_н/dН. Вторая подзона расположена между первой и подошвой зоны предельного нефтенасыщения (рисунок 1.17). В этих подзонах, судя по различным градиентам нефтенасыщенности, действуют различные капиллярные силы.

В подзоне “в_I” они проявляются слабее, поэтому подвижность поровой воды в ней выше. Исходя из этих предпосылок, при испытании нефтяных скважин из этих подзон могут быть получены неоднозначные притоки пластового флюида. Подзона “в_I” названа нами областью интенсивного течения диффузных слоев связанной воды [11, 16].

С.А. Султанов (1974) отмечал такое явление при разработке пласта Д_I Бавлинского месторождения, причем появление поровых вод в сводовых скважинах он связывает с депрессией в период форсированных отборов пластовой жидкости.

Анализ геологопромыслового материала по испытанию 100 скважин, вскрывших переходные зоны на Усть-Балыкском и Мегионском месторождениях, позволил (по данным В.Г. Каналина и М.К. Капраловой) сделать вывод о превалирующей роли “свободной гравитационной воды” в характере обводнения скважин. Данные по Усть-Балыкскому и Солкинскому месторождениям свидетельствуют о поступлении поровых вод в ствол скважины при нефтенасыщенности коллекторов от 43 до 57 %. Изучение природы этого явления позволило теоретически обосновать возможность течения диффузных слоев связанной воды (В.К.Федорцов). Следует отметить, что аналогичное деление переходной зоны по Мамонтовскому месторождению проведено В.П. Саниным и Н.И. Медведевой. Они выделили в пласте БС_10-11 три участка с различной степенью нефтенасыщения, что позволило предположить, что в зоне, примыкающей к ВНК, располагается до 16 % запасов нефти, промышленная ценность которых не доказана.

Рисунок 1.17 - Изменение градиента нефтенасыщенности по высоте залежи в зависимости удаления от установленной отметки ВНК (ΔН) месторождений:Ι - Карамовское, ΙΙ - Федоровское, ΙΙΙ - Самотлорское (рябчики), ΙV - Тарасовское. Зоны: а - водонасыщенная, б - остаточной нефтенасыщенности, в - недонасыщения (выделяются две подзоны в1 - в2), г - предельного нефтенасыщения.

Из двух выделенных большой интерес представляет подзона “в_I”. Она выделяется на многих рассмотренных нами залежах нефти в меловых отложениях Нижневартовского, Сургутского и Красноленинского (викуловская свита) нефтегазоносных районов.

Используя данные о зональном строении нефтяной залежи по высоте, можно прогнозировать характер притока из пласта при четкой дифференциации залежи по насыщению пластовым флюидом. Если характер притока из зон “а” и “г” не вызывает сомнений, то при вызове притока из зон “б” и “в” результаты могут оказаться противоречивыми.

Эти две зоны отличаются между собой не только по коэффициенту нефтенасыщенности, но и величинами капиллярных давлений. В то же время распределение связанной воды оказывает большое влияние на фазовые проницаемости для нефти и воды. Породы-коллекторы меловых отложений являются гидрофильными, т.е. смачивающей фазой является вода. Поэтому в зоне “а” капиллярные давления равны нулю, а вверх по залежи эти силы возрастают. Зона “б”, находясь ближе к уровню нулевого капиллярного давления, имеет большую подвижность пластовой воды по сравнению с зоной “в”. В зоне недонасыщения выделены две подзоны с различной подвижностью связанной воды. Наибольший геологопромысловый интерес представляет подзона, расположенная непосредственно над ВНК (область возможного течения диффузных слоев). Толщина выделенных зон (подзон) зависит в основном от фильтрационно-емкостных свойств пород: чем выше физические свойства коллекторов, тем толщина зон недонасыщения меньше.

Для оценки размера и строения ПЗ наряду с геофизическими методами используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления.

В песчаниках высокой отсортированности зерен, т.е. с высокой проницаемостью, толщина ПЗ не превышает нескольких десятков сантиметров. В низкопроницаемых коллекторах размеры переходных зон могут быть весьма значительными. Состояние свободной и связанной воды в ПЗ определяется свойствами фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. Очевидно, что высота (толщина) ПЗ на контакте "нефть - газ" (ГНК) должна быть меньше, чем у ВНК.

В газонефтяных залежах при переходе от нефтенасыщенной к газонасыщенной зоне распределение связанной воды становится более сложным; здесь в большей степени могут отмечаться разрывы плёнок связанной воды и дальнейшая гидрофобизация поверхности породы – коллектора, что отражается в распределении удельного электрического сопротивления пластов. Исследования показали, что во всех случаях при переходе от нефтенасыщенной к газонасыщенной части залежи отмечается заметное увеличение удельных электрических сопротивлений.

Метод статистического дифференцирования позволил выделить в газонасыщенной части залежи две зоны : в нижней - зону с повышенным содержанием остаточной нефти по резкому спаду градиента dρ_п/dН толщиной до 10 м (зона д). Выше располагается зона предельного газонасыщения, характеризующаяся постоянным градиентом dρ_п/dН (зона е). Плоскость газонефтяного контакта выделяется по резкому скачку градиента dρ_п/dН.