Лекции по геологии НГ

Вознесенском и других месторождениях, где нефтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти мала, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири

взалежах нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 1215м.

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину.На рис. 25 показано распределение газа, нефти и воды

вусловном продуктивном пласте с предельной нефтегазонасыщенностью 80 %. Здесь по характеру насыщенности можно выделить пять интервалов (снизу вверх): V - водоносная зона; IV - переходная зона от воды

терригенном коллекторе с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности kв = 1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в пористой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности kн возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений, близких к предельному (0,86). Соответственно kв выше уровня I уменьшается вначале быстро (кривая I), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям kн близким к максимальным, а kв - близким к минимальным, с некоторой долей условности проводится уровень II. Уровень I соответствует подошве переходной зоны, а уровень II - ее кровле. Кривые 3, 4 на рис. 26

характеризуют зависимость фазовой проницаемости в переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три части.

В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения kн нефть

82

способна двигаться по пористой среде. Этому значению kн соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является только вода.

Выше уровня III в средней части переходной зоны подвижностью обладают как вода, так и нефть, причем постепенно фазовая проницаемость для нефти возрастает, а для воды снижается. По достижении определенного критического значения kв фазовая проницаемость для воды становится равной нулю. Этому значению kв соответствует уровень IV, выше которого может перемещаться только нефть.

Внастоящее время нет единого подхода к выбору поверхности, принимаемой за ВНК. В одних случаях за ВНК принимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало-Поволжья, где толщина переходной зоны 5-8 м. Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1-1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах.

Вдругих случаях за ВНК принимают уровень III. Так проводят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири, где толщина переходной зоны достигает 10-15 м и более. Здесь толщина слоя между Ш и IV уровнем иногда 6-10 м и количество подвижной нефти в нем столь значительно, что пренебрегать им нельзя.

Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из рассмотренных граничных поверхностей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных ее частей.

Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой отдельной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и опробования.

Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики. Нижняя граница переходной зоны обычно четко фиксируется резким скачкообразным уменьшением величины рг на диаграммах электрометрии и снижением показаний нейтронного гамма-метода

Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) ив качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения. При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Определение начального положения контактов путем опробования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правильность данных ГИС о положении контактов. Однако в случаях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным методом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специальным пакерным устройством. Наиболее

83

При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгрузки. Наклон может достигать 5-10 м и более на крупных залежах с обширными водонефтяными зонами.

При значительной литологической изменчивости продуктивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму.

При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строя карту поверхности контакта в изолиниях, Для этого используют принятые по комплексу всех данных отметки контакта по каждой скважине.

Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путем линейной интерполяции определяют положение изогипс поверхности контакта.

Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пластаколлектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры залежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыщения,

Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур - линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи. Между внешним и внутренним контурами

84

изменчивыми пластами и его кровля (подошва) не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части горизонта.

В целом, как видно из изложенного, форма залежей определяется формой каждой из рассмотренных границ и характером линий их пересечения. Соответственно выделяют залежи:

повсеместно оконтуренные внешним контуром нефтеили газоносности;

оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов;

оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктивного

нарушения.

Встречаются залежи, полностью расположенные в границах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а также залежи с участием всех четырех видов границ.

Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во многом определяет степень связи залежи с законтурной областью и ее энергетические возможности.

Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр - на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают

Рис. 30. Примеры определения положения внешнего (а) и внутреннего {б) контуров нефтеносности при наклонном контакте нефть - вода (по М.А. Жданову).

Изогипсы, м; 1 - кровли продуктивного пласта, 2 - подошвы, 3 - поверхности ВНК; контуры нефтеносности, 4 - внешний, 5 - внутренний

86

два основных вида геологической неоднородности -

макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность

отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по

всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей - вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 31) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 32), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

87

соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи

сцелью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в

изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа - вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Для количественной оценки микронеоднородности широко используются

профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин.

89