3.5. Неоднородность пород

Породы-коллекторы, как и другие отложения, никогда не бывают однородными по всему объему, и свойства их меняются как по горизонтали, так и по вертикали. Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик коллекторов. Знание неоднородности необходимо как при разведке, так и особенно при разработке месторождений углеводородов.

Под неоднородностью пород по вертикали понимается изменчивость их основных параметров (пористости, проницаемости, водоудерживающей способности и т.д.) от кровли пласта к его подошве, а также наличие внутри пласта пород-коллекторов непроницаемых разностей, которые делят толщу на отдельные пропластки. Такая неоднородность отрицательно сказывается на результатах разработки при применении заводнения, т.к. вода из нагнетательной скважины по лучшим разностям ускоренно направляется к добывающим скважинам, вызывая их обводнение. Худшие коллекторы при этом остаются неохваченными вытеснением, снижая конечную нефтеотдачу пласта. Наличие непроницаемых пропластков внутри пласта в отдельных случаях играет положительную роль. В частности, при прохождении водо-нефтяного контакта (ВНК) внутри пласта наличие неколлектора в зоне ВНК предотвращает образование конуса обводнения и преждевременного выхода эксплуатационной скважины из строя.

Под неоднородностью коллекторов по горизонтали подразумевается изменчивость свойств пород по напластованию от скважины к скважине. Хороший коллектор в одной скважине может заменяться плохим- в другой и перейти в неколлектор в третьей и наоборот. В результате пласт может разбиться в пространстве на отдельные песчаные линзы, разделенные непроницаемыми породами. Это явление отрицательно сказывается на результатах разработки, т.к. при этом образуется много тупиковых зон, охватить которые разработкой весьма затруднительно или невозможно.

Для учета неоднородности пород при разработке строят различные карты, отображающие эту неоднородность: карты изменчивости различных параметров, зональные карты и т.д.

3.6. Нефте - газо - водонасыщенность

Как уже отмечалось, поровое пространство коллекторов заполнено нефтью или газом не полностью, и там всегда присутствует определенное количество воды. Она удерживается капиллярными силами на поверхности зерен в тонких порах и каналах и называется связанной (или остаточной) водой.

Содержание остаточной воды может меняться в широких пределах (от единиц процента до 60-70 % порового пространства). Количество остаточной воды в породе зависит от многих факторов, таких, как минеральный состав, глинистость, структура порового пространства, а также условия формирования и возраст залежей, высота над водонефтяным контактом и т.д.

Содержание нефти в пласте определяют по формуле

К

(3.4)

_н=1-К_ов=V_н/V_n

где К_н - коэффициент нефтенасыщенности;

К_ов - коэффициент остаточной водонасыщенности;

V_н- объем пор заполненный нефтью;

V_n - объем всех пор образца.

Выше были изложены некоторые методы определения остаточной воды в породах. Зная величину остаточной воды по вышеприведенной формуле, можно определить степень нефтегазонасыщенности пород. Но на практике, в связи с ограниченными возможностями указанных методов, коэффициент нефтегазонасыщенности чаще всего определяют по данным промыслово - геофизических методов исследования скважин (каротажа).

Для этого по данным лабораторных исследований керна строят специальные зависимости

Р

(3.5)

_н=f /(К_н)

где Р_н - параметр насыщения, определяемый по формуле:

Р

(3.6)

_н= p_нп/p_вп

где р_нп - сопротивление нефтенасыщенной породы, определяемое по каротажу;

р_вп - сопротивление водонасыщенной породы, обычно определяемое расчетным путем по сопротивлению пластовой воды или по каротажу в разрезе той же скважины.

Имеются определенные закономерности распределения нефтегазонасыщенности в пределах залежи. Так, при прочих равных условиях этот коэффициент выше в породах с лучшей коллекторской характеристикой (пористостью и проницаемостью). Коэффициент насыщения пород нефтью и газом в пределах залежи тем выше, чем дальше по высоте от ВНК или ГВК расположен пласт. Он максимален в сводовой части структуры и минимален у ВНК или ГВК.