ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Отличительной особенностью большинства нефтяных место­рождений, приуроченных к платформенным областям, явля­ется наличие обширных водонефтяных зон. Под водонефтя-ной зоной обычно понимается часть залежи, расположенная между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Ширина водонефтяных зон залежей зависит от угла наклона слоев на крыльях структур и изменяется от нескольких ки­лометров до нескольких десятков километров. На Туймазин-ском, Шкаповском, Бавлинском и Серафимовской группе ме­сторождений площади водонефтяных зон составляют от 40 до 70 % от общей площади залежей и содержат значительные запасы нефти — от 27 до 52 % от общих геологических.

Водонефтяные зоны и условия их эксплуатации на Ромаш-кинском, Ново-Елховском, Бондюжском и ряде других плат­форменных месторождений значительно различаются слож­ностью строения из-за высокой расчлененности нефтеносных горизонтов.

Сложность строения ВНЗ на месторождениях обусловли­вается тем, что в их пределах выделяются как пласты с по­дошвенной водой, так и нефтеносные. Площадь распростра-

нения пластов с подошвенной водой и величина запасов в них зависят не только от положения на структуре, но и во многом определяются расчлененностью разреза в интервалах отметок ВНК.

По условиям залегания пластов Ромашкинского месторож­дения выделяют] четыре типа водонефтяных зон:

водонефтяные зоны в виде локальных участков разнооб­разной формы внутри безводной части нефтяной залежи;


водонефтяные зоны, окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;

водонефтяные зоны площадного развития (широкие поло­сы, поля);

водонефтяные зоны с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивными пластами.

Разработка водонефтяных зон нефтяных месторождений является сложным технологическим процессом, как правило, характеризующимся повышенной обводненностью по добы­ваемой продукции, относительно большими объемами попут­но добываемой воды, низкой текущей и конечной нефтеотда­чей пластов. Проектирование разработки таких залежей так­же сопряжено со значительными трудностями, связанными с невозможностью прогнозирования показателей заводнения подобных объектов на основе традиционных методов гидро­динамических расчетов.

Одной из сложных задач изучения ВНЗ является опреде­ление начального и текущего положения водонефтяного кон­такта. Рассмотрим этот вопрос подробнее.

Согласно современным представлениям, понятие о водо-нефтяном контакте (ВНК) как граничной плоскости между нефтью и водой является условным. В нефтяных залежах, подстилаемых водой, имеется зона постепенного перехода от нефти к воде (переходная зона), возникающая под действием различных факторов. Распределение воды и нефти в пласте до начала его разработки связано с проявлением капилляр­ных сил в поле силы тяжести, обусловленном наличием в пласте погребенной воды и другими факторами. Капиллярные силы в гидродинамическом поле давления препятствуют ус­тановлению четкой границы раздела между водой и нефтью, вызывая образование переходной зоны в процессе разработ­ки пласта, независимо от того, была она или нет в начальный момент.

Переходная зона от нефти к воде образуется в процессах как формирования залежи, так и ее эксплуатации при вытес­нении нефти водой.  Как показывают многочисленные экспе-

ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЗОНЫ  КАК ФАКТОР НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

0,7    kuv, мкм’

Рис. 1.5. Зависимость толщины hп переходной зоны от проницаемости кол­лектора kпр

риментальные исследования и теоретические расчеты, соот­ношение насыщенности коллектора нефтью и водой по раз­резу продуктивного пласта изменяется. Верхняя часть нефтя­ного пласта содержит минимальное количество связанной воды. Эта вода при существующих на практике перепадах давления неподвижна и находится в пленочном состоянии с толщиной пленки в сотые и тысячные доли микрона. Наличие такой воды в нефтеносных пластах впервые было установлено в 1928 г. Н.Т. Линдитропом и В.М. Николаевым. По данным С.Л. Закса и промыслово-геофизических исследований, объем связанной воды изменяется от единиц до 70 % объема пор.

Толщина переходной зоны сильно изменяется как в зави­симости от физических свойств пористой среды, так и от фи­зико-химических свойств насыщающих ее жидкостей. Анализ фактического материала по Туймазинскому и Бавлинскому месторождениям показывает, что размер переходной зоны колеблется от 1 до 7 м.

В условиях многих месторождений обнаруживается кор­реляционная зависимость толщины переходной зоны от про­ницаемости коллектора. С увеличением коэффициента про­ницаемости породы толщина переходной зоны уменьшается.

В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и раз­работки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное уста­новление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих за­пасов нефти. Например, для средних размеров нефтяных за­лежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений — на несколько де­сятков миллионов тонн.

При наличии в пласте переходной зоны различные иссле­дователи рекомендуют проводить водонефтяной контакт ус­ловно на различных уровнях.

Американский исследователь Дж. Джонс считает, что за контакт между водой и нефтью необходимо принимать отметку, ниже которой притоков нефти в скважинах не на­блюдается. Другие американские исследователи — Д. Амикс, Д. Басс и Р. Уайтинг отмечают, что наиболее правильно при-

М.А. Жданов] при практических расчетах рекомендует проводить водонефтяной контакт условно по подошве пере­ходной зоны. В.Л. Комаров советует принимать при расчетах за водонефтяной контакт не уровень нулевой фазовой про­ницаемости для воды, а уровень нулевой фазовой проницае­мости для нефти, что примерно соответствует нижней грани­це переходной зоны.

Лучше всего водонефтяной контакт устанавливать по удельному сопротивлению в области переходной зоны. Одна­ко определение удельного сопротивления этой зоны во мно­гих случаях практически невозможно, особенно в неоднород­ных коллекторах [56]. В таких случаях, по мнению Н.Н. Со-хранова [200], условное положение водонефтяного контакта следует проводить на 1,0—1,5 м выше нижней границы пере­ходной зоны.

Таким образом, в настоящее время практически нет еди­ного подхода в методике проведения водонефтяного контакта в водонефтяных зонах пласта.

В исследованиях С.А. Султанова по данным промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на уча­стках залежей, где наблюдается перемещение водонефтяного контакта, отмечается увеличение толщины переходной зоны в процессе разработки пласта. Это подтверждается экспери­ментальными исследованиями по вытеснению нефти водой на моделях пласта, выполненными В.П. Оноприенко [149].

Пример увеличения толщины переходной зоны по скв. 443 Бавлинского нефтяного месторождения, заимствованный из монографии С.А. Султанова, приведен на рис. 1.7. В этой скважине переходная зона, образовавшаяся в процессе экс­плуатации, фиксируется характерной зазубренностью кривой ρк малых градиент-зондов с одновременным понижением ка­жущегося   сопротивления.   Начальное  положение   ВНК  четко отмечалось на абсолютной отметке            —  1486,4 м

пробуренным до начала разработки данного участка залежи.

Положение ВНК через 6 лет поднялось до водненной зоне по данным бокового электрического зонди­рования содержалось около 40 % нефти.

Красивый город ждет своих горожан продажа Харьков Покупайте недвижимость в Харькове- ассортимент на нашей доске

А почему бы не поменяться жильем? Ведь купля-продажа занимает больше времени иногородний обмен домов в батайске фото Подберите подходящий вариант

Обратите внимание:

Добавить комментарий