В административном отношении Лозовое нефтяное месторождение расположено в Кондинском pайоне Ханты-Мансийского автономного окpуга Тюменской области в 75 км севернее г.Урай на территории с достаточно хорошо развитой системой коммуникаций. Нефть месторождения транспортируется нефтепроводом Нягань-Тюмень, проходящим через Лозовое месторождение, ближайшими нефтяными месторождениями района являются Толумское, Славинское, Мансингъянское и Филиповское.
Месторождение находится в центральной части Шаимского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в отложениях юрского возраста и коры выветривания палеозойского фундамента, и приурочено к Лозовой группе поднятий.
Впервые Лозовая группа поднятий была выявлена в 1963 году и подготовлена к глубокому бурению по результатам площадных сейсморазведочных работ с/п 42/63-64 Шаимской НРЭ Тюменского геологического управления.
Лозовое нефтяное месторождение на одноименной группе структур было открыто в 1964 году первой скважиной 301Р, в которой при опробовании юрских отложений в интервале глубин 1843.0-1850.5 м был получен промышленный безводный приток нефти дебитом 24.0 м3/сут. на 6-мм штуцере.
Результаты дальнейших сейсморазведочных работ позволили уточнить структурно-тектоническое строение интересующего района и наметить местоположение разведочных скважин. В течение последующих четырех лет на площади месторождения месторождения было пробурено 43 разведочные скважин, результаты которых позволили построить геологическую модель месторождения и провести подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти в отложениях вогулкинской толщи (пласт П), тюменской свиты (пласты Т1, Т2) и коры выветривания палеозойского фундамента (КВ).
Впервые геологическая модель месторождения и запасы нефти по нефтепромышленной категории С2 были рассмотрены в ГКЗ СССР в 1965 г.(протокол №4739 от 01.01.65 г.).
В 1968 году по результатам бурения 43 поисково-разведочных скважин Тюменским геологическим управлением был проведен подсчет запасов нефти и растворенного газа.
Запасы нефти Лозового месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5532 от 22.11.68 г) в количестве 33194 тыс. т балансовых (АВС1, в т.ч. по категории В — 4779 тыс.т., С1 — 28415 тыс.т.) и 9958 тыс. т извлекаемых (АВС1, в т.ч. В — 1434 тыс.т., С1 — 8524 тыс.т.) при КИН — 0.3.
В процессе разведки месторождения определились его перспективы и необходимость ввода в промышленную эксплуатацию. В разработку месторождение введено в 1970 году согласно технологической схеме, составленной институтом Гипротюменнефтегаз в 1969 году (протокол ЦКР №287 от 29.12.69 г.).
Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов
... коллекторов и физические свойства насыщающего флюида. Общие сведения о месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов По наиболее широко используемой в мировой ... областями Сибири. Частный пример месторождений тяжелых нефтей. Месторождение Ярегское Ярегское месторождение, в административном отношении, находится в центральном промышленном районе Республики Коми, с высокоразвитой ...
В 1984 году СибНИИНП был составлен и утвержден промежуточный проект разработки (протокол ЦКР №26 от 12.04.85г.).
Последующее разведочное и эксплуатационное бурение на месторождении осуществлялось силами ПО «Урайнефтегаз» (в н.в. ТПП «Урайнефтегаз» ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь).
В 1995 г. силами ГТЭ ТПП «Урайнефтегаз» по состоянию изученности месторождения на 01.07.1994 года (по результатам бурения 50 разведочных и 292 эксплуатационных скважин) была проведена оперативная переоценка балансовых запасов месторождения, которые утверждены ТКЗ ХМАО (протокол №10 от 95 г.) в количестве 40850 тыс.т (35881 тыс.т по категории АВС1 и 4969 тыс.т по категории С2).
Извлекаемые запасы месторождения утверждены ЦКР (протокол №2052 от 24.07.96 г.) в количестве 7436.6 тыс.т (6570.3 тыс.т по категории АВС1 и 866.3 тыс.т по категории С2) при КИН — 0.182.
В н.в. Лозовое нефтяное месторождение разрабатывается на основании Проекта разработки, утвержденного ГТНГ (протокол №26 от 12.04.85 г.).
В процессе дальнейшего разведочного и эксплуатационного бурения, а также детализационных сейсморазведочных работ, изменились представления о геологическом строении месторождения, наметились перспективы развития продуктивных залежей в северном и южном направлениях. На дату настоящего подсчета запасов на месторождении пробурено 254 скважин, в т.ч. 61 разведочная, 14 оценочных и 279 эксплуатационных.
Подсчет запасов нефти и растворенного газа Лозового месторождения по состоянию изученности на 01.01.2001 г. выполняется институтом СибНИИНП с построением числовых геолого-гидродинамических моделей на ЭВМ с применением программных комплексов ГЕОПАК-3 и PanTerra.
Построенные числовые модели послужат основой для подсчета запасов нефти и газа, подготовки проектных документов на разработку, совершенствования системы разработки залежей и их доразведки, а также для мониторинга месторождения в процессе его эксплуатации.
Работы выполнены в соответствии с решением ЦКР о необходимости подготовки всех проектных документов на разработку месторождений на основе числовых геологических и гидродинамических моделей (Протокол ЦКР №2244 от 26.03.98 г. «Построение постоянно действующих геолого-технологических компьютерных моделей нефтяных месторождений»).
Курсовая работа по анализу строения месторождения позволит уточнить исходные составляющие геологической модели и определить направления доразведки месторождения.
1.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пласта П
Пласт П в литолого-стратиграфическом отношении соответствует нижневасюганским песчаникам (Ю1) Широтного Приобья, накапливавшихся в мелководно-морских условиях. Этими особенностями и объясняются отличия в вещественном и гранулометрическом составах песчаникоов вогулкинской толщи (П) и тюменской свиты (Т).
Песчаники пласта П массивные, реже слоистые, средне- и крупнозернистые, иногда мелкозернистые с прослойками алевролитов, известковистые, глинистые, слюдистые. Характерно развитие аутигенной карбонатизации, которая может вызывать практически полное замещение эффективной емкости кальцитом.
Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области
... запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11, БС 6, БС 7-8 по категории С 1 и С 2 и утверждены. В период доразведки месторождения ... заболоченных участках местности. Северо-Салымское месторождение расположено в зоне вечной ... ГИС и керну основные объекты разведки - пласты АС 11, ... запасы нефти и растворенного газа по пластам АС 11, БС 6, БС 7-8 по категории ВС 1 и утверждены в ГКЗ РФ (протокол ...
В отличие от песчаников тюменской свиты, для пласта П характерно высокое содержание карбонатов, что связано не только с эпигенетической карбонатизацией (в порах), но и с наличием карбонатного материала в составе обломочной части песчаников. Намечается переход от обычных песчаников к калькаренитам.
Содержание глинистых минералов в песчаниках П составляет в среднем 6.3-10%. Тип глинистого цемента-поровый, пленочный, реже базальный. Содержание карбонатов в песчаниках изменяется в широких пределах от 2-4 до 20-35%, однако в составе именно цемента их концентрация как правило не превышает 3-5%.
Пористость коллекторов варьирует от 14.8 до 24.6%, и составляет в среднем по пласту П 20%, преобладают породы с Кп от 16 до 24% (91%).
Лучшие емкостными свойствами (Кп=24-26%) характеризуется всего 6.5% коллекторов. Проницаемость коллекторов пласта П в среднем низкая (4.5 мд), однако изучена на небольшой выборке.
Рассматривая взаимосвязь открытой и эффективной пористости с проницаемостью следует отметить достаточно тесную положительную связь между этими параметрами в большом диапазоне пористости, однако в интервале изменений Кпэф от 3 до 8% и Кп от 8% до 14% связь с Кпр весьма слабая.
Отсутствие простой и однозначной связи между пористостью и проницаемостью указывает на сложную структуру порового пространства и на возможное наличие наряду с межзерновой кавернозной и трещинной емкости и проницаемости. Превалирует межзерновая пористость, в связи с чем принята модель гранулярного коллектора.
1.2 Характеристика коллекторских свойств по керну
Для изучения литолого-петрофизической характеристики разреза, физических свойств коллекторов и их нефтенасыщенности во всех разведочных скважинах проводился отбор керна.
По имеющимся данным сделана привязка керна по 64 разведочным скважинам, 29 из которых пробурены в период после защиты отчета по подсчету запасов в ГКЗ по состоянию на 01.01.68 г.
Сведения по отбору керна в каждой скважине в обобщенном виде представлены в таблице.
Весь имеющийся керн увязывался с геофизической характеристикой разреза. Для этого по данным лабораторных анализов керна строились кернограммы — графическое отображение литологии и изменения коллекторских свойств (Кп, Кпр, Кво) с глубиной, определенной по промеру бурового инструмента в масштабе глубин геофизических методов исследования. Основой для привязки керновых данных к диаграммному материалу комплекса геофизических исследований разрезов скважин является связь между коллекторскими свойствами и геофизическими параметрами (rп=¦(Кп), Кп=¦(DUсп), Кво=¦(rкмпз-rкмгз), Кгл=¦(DUсп) и др.), при этом учитывалось и литологическое описание керна. При низкой плотности анализов привязка осуществлялась, исходя из литологической характеристики вскрытого разреза. Колонка керна распределялась так, чтобы аргиллиты соответствовали положительной аномалии ПС, алевро-псаммиты — отрицательной аномалии ПС, высоким показаниям МБК, БК и малых градиент-зондов. Кернограммы передвигались вверх-вниз относительно геофизических диаграмм до хорошего сопоставления коллекторских свойств с геофизическими параметрами для наиболее мощных и однородных пластов по керновым и геофизическим данным. Затем осуществляли более детальную привязку, двигая керн в интервале долбления, не выходя за его пределы.
Особое внимание уделялось привязке керна к проницаемым прослоям. К породам-коллекторам были отнесены алевро-псаммиты с коллекторскими свойствами выше граничных значений “коллектор-неколлектор”, а именно: для пласта П Кп>13.3%, Кпр>0.53 *0.001 мкм2, Кво<82.2%; для пласта Т Кп>15%, Кпр>0.66*0.001 мкм2, Кво<73.8% (оценка нижних пределов фильтрационно-емкостных свойств по керну и выделение коллекторов по количественным признакам приведена в главе 5.3.).
Однако в прослоях коллекторов встречаются слойки и линзы неколлекторов, представленных аргиллитами и мелкозернистыми алевролитами. Они снижают ФЕС прослоя в целом, что и отражается на геофизических диаграммах.
В результате привязки получается, что отдельные пласты и пропластки охарактеризованы различным количеством керновых образцов или совсем не представлены керновым материалом. В интервале разреза скважин непрерывного отбора керна сдвиг глубин направлен в одну сторону (завышение или занижение глубин, определенных по промеру бурового инструмента), т.е. в этом интервале глубин постоянная ошибка в промере бурового инструмента. При большом перерыве отбора керна возможна и другая величина сдвига в одной и той же скважине. Смещение интервалов отбора керна в скважинах, пробуренных на Лозовом месторождении, отражено в табл.
После полевого описания и первичной привязки к каротажу керн отбирался для лабораторных анализов по определению фильтрационно-емкостных свойств, грануло-метрического и вещественного составов.
Таблица средних значений коллекторских свойств по пластам Лозового месторождения
1.3 Характеристика коллекторских свойств и неоднородности пластов по материалам ГИС
Для обоснования граничных значений фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и определения по ГИС подсчетных параметров были построены петрофизические зависимости «керн-керн» Кпэф=f(Кпд), Кп=f(Кпэф), Кпр=f(Кпэф) и Кво=f(Кпэф)(Рис )
В результате статистической обработки материала были оценены предельные величины открытой пористости, проницаемости, содержания остаточной воды по продуктивным пластам Лозового месторождения.
|
Параметр |
Способ оценки |
Значение |
|
|
Пласт П |
Пласт Т |
||
|
Кпэф |
Кпд |
2.5 (%) |
|
|
Кп |
Кпэф |
13.3 (%) |
15.0 (%) |
|
Кпр |
Кпэф |
0.00053 (мкм2) |
0.00066 (мкм2) |
|
Кво |
Кпэф |
82.8 (%) |
73.8 (%) |
Зависимость динамической и эффективной пористости продуктивных отложений пласта П Шаимского района
Зависимость динамической и эффективной пористости продуктивных отложений тюменской свиты Шаимского района
Зависимость коэффициента общей пористости от коэффициента эффективной пористости по продуктивным пластам Лозового месторождения
Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости для продуктивных пластов Лозового месторождения
Зависимость коэффициента остаточной водонасыщенности от коэффициента эффективной пористости для продуктивных пластов Лозового месторождения
В последние годы геологам все чаще приходится исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами со средними и низкими коллекторскими свойствами. Сложность эта, прежде всего, состоит в том, что в распределении в природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, которая является главной рабочей гипотезой и эффективно работала и работает при моделировании «простых» геологических объектов с высокими фильтрационными свойствами пород-коллекторов. При изучении сложных объектов геологи нередко вынуждены для обоснования составленных ими моделей с позиции антиклинальной концепции наделять эти модели различного рода экранами, не подтвержденными ни данными бурения, ни сейсморазведки. Дело в том, что антиклинальная концепция не учитывает сил сопротивления миграции нефти и газа, которыми являются капиллярные давления, возникающие на границе пластовых вод и углеводородов в поровой среде. Противодействие капиллярных сил гравитационным создает в пласте-коллекторе со средней и низкой проницаемостью резкие колебания отметок ВНК, смещение залежей относительно сводов локальных структур, определяет размеры и форму водонефтяной зоны и др.
Составление капиллярно-гравитационных моделей нефтяных и газовых залежей позволяет выявить истинные причины сложного распределения углеводородов в природных ловушках и произвести в таких случаях прогноз положения контура нефтегазоносности и других указанных характеристик залежей.
Также капиллярные силы представляют основной фактор, противодействующий извлечению нефти из продуктивных пластов, и, особенно, на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Как известно, в России среди открытых нефтяных месторождений около 65% относятся к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами.
В 2010 году из залежей с трудноизвлекаемыми запасами в России планируется добывать в год около 70% нефти. Как писал А.А. Ханин (1979), если бы капиллярные эффекты отсутствовали, то извлечение нефти было бы полным, т.е. стопроцентным. В настоящее время после разработки месторождения и полного обводнения пласта в недрах остается от 60 до 90% от первоначальных запасов нефти.
Капиллярно-гравитационная модель залежи сложного геологического строения и (или) содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти может быть использована для разделения нефтяного скопления по геолого-промысловым характеристикам, что позволит уточнить систему разработки залежи, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и уменьшить негативное влияние неоднородности пласта на нефтеотдачу.
нефть пласт залежь месторождение
2.1 ОСНОВЫ СОСТАВЛЕНИЯ КАПИЛЛЯРНО-ГРАВИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА С ЦЕЛЬЮ ИХ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ
Известно, что природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные гетерогенные системы с изменчивыми во времени и пространстве свойствами и с практически бесконечным количеством контактирующих межфазных поверхностей. Поэтому становится очевидным, что важная роль в распределении воды, нефти и газа в природных резервуарах может принадлежать различным капиллярным силам, действующим в самых разнообразных геологических условиях. При этом, согласно определенному благоприятному комплексу условий, возникает та или иная ловушка для нефти или газа. По справедливому замечанию А.Леворсена (1958), каждая залежь представляет собой единичное явление, и ее образование можно считать конечным результатом взаимодействия 20-25 переменных величин.
В нефтегазовой геологии, как известно, господствующей является антиклинально-гравитационная концепция нефтегазонакопления. Зародилась она в 1859 г., когда полковник М.Дрейк в Пенсильвании (США) обнаружил связь нефтяных залежей с антиклинальными структурами. Затем, согласно принципам этой концепции в качестве перспективных объектов для поисков неантиклинальных залежей стали рассматривать также головные, т.е. наиболее приподнятые в структурном отношении участки выклинивающихся проницаемых пластов. Согласно антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления, основным фактором, регулирующим поступление нефти и газа в природную ловушку, являются силы плавучести углеводородов. К настоящему времени на основе антиклинально-гравитационной концепции открыто не менее 50 тыс. известных в мире нефтяных и газовых залежей. Она явилась базой для возникновения и развития мировой нефтегазодобывающей промышленности. На ее основе составляли и составляют планы поисково-разведочных работ, строят модели нефтяных и газовых залежей с целью подсчета запасов, разведки и разработки нефтегазоносных промысловых объектов.
Но, следует отметить, что антиклинально-гравитационная концепция, наиболее правдоподобно отражает условия нефтегазонакопления и распределение воды и нефти в ловушках с весьма высокими геолого-физическими характеристиками. Однако в наше время на долю геологов промысловиков остались в основном месторождения, не обладающие такими свойствами. Все чаще приходится иметь дело с так называемыми сложнопостроенными месторождениями с трудно извлекаемыми запасами. Как правило, распределение воды, нефти и газа в продуктивных пластах таких месторождений имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции. Эти наблюдаемые отклонения обусловлены тем, что антиклинальная концепция не учитывает действие капиллярных сил, участвующих как в процессе нефтегазонакопления, так и при вытеснении нефти из пласта, и ограничивается его морфометрическими характеристиками.
Капиллярные давления, как известно, представляют основную силу сопротивления миграции нефти и газа.
С переходом в последние десятилетия поисково-разведочных работ на объекты, где капиллярные эффекты играют гораздо большую роль, чем в ранее выявленных сравнительно крупнопоровых объектах, успешность поисково-разведочных работ резко снизилась. Например, на первой стадии поисково-разведочных работ в Западной Сибири, когда осваивали продуктивные отложения сеномана, представленные крупнопоровыми, нередко сверхкапиллярными, коллекторами, эта успешность достигала 60%, что на мировом уровне является весьма высоким показателем. С переходом же на неокомский и юрский нефтегазоносные комплексы, залегающие на больших глубинах, где породы-коллекторы представлены сравнительно мелкопоровыми разностями с высокими капиллярными давлениями, успешность поисково-разведочных работ в грубом приближении снизилась соответственно до 30% и 10%.
На рисунке 1.1 представлен график распределения капиллярных давлений смещения на границе пластовых вод и газа в юрских, неокомских и сеноманских песчаных породах северных районов Западной Сибири. Как следует из графика, диапазон изменения значений капиллярных давлений в сеномане составляет от 0 до 0.2 МПа. Многие образцы охарактеризованы нулевыми значениями этого параметра, что указывает на широкое распространение в сеномане пород-коллекторов со всерхкапиллярными порами. В неокомских песчаных породах капиллярные давления изменяются от 0.2 до 3.5 мПа. Нулевые значения отсутствуют. В юрских отложениях, залегающих в северных районах Западной Сибири на глубинах порядка 4000 м., капиллярные давления изменяются от 0.5 до 3.5 МПа.
Увеличение значений капиллярных давлений с глубиной соответствует известной закономерности ухудшения фильтрационных свойств поровых коллекторов при погружении. Однако, в случаях погружения пород-коллекторов в условиях без дренирования, коллекторские свойства пород сохраняются, но повышается пластовое давление вплоть до АВПД. В природных условиях в зонах без дренирования при погружении и, таким образом, при повышении горного (литостатического) давления, пластовая вода не может покинуть коллектор и противодействует горному давлению. В связи с этим повышается пластовое давление до АВПД и сохраняются коллекторские свойства; пористость и проницаемость меняются несущественно. При этом несущественно изменяются и капиллярное давление на контакте пластовых вод и углеводородов. В зонах с дренированием, данные о которых представлены на рис. 1.1, т.е. имеющих область разгрузки пластовых вод, при погружении и повышении горного давления вода покидает зону, вследствие чего радиус пор уменьшается, что влечет за собой уменьшение проницаемости и капиллярного давления. Таким образом, стадией сохранения коллектора в условиях недр можно назвать стадию сохранения его в поровом пространстве свободного (гравитационного) флюида. Уплотнить осадочную породу можно только путем удаления из нее воды или другого флюида. То есть, коллекторские свойства пород изменяются только в том случае, если при погружении или при разработке месторождения изменяется соотношение твердой, жидкой или газовой фаз.
Рассмотренная закономерность изменения капиллярных давлений с глубиной на Севере Западной Сибири согласуется с изменением успешности поисково-разведочных работ при переходе от поисков и разведки сеноманских объектов к объектам неокома и юры.
Такое явление представляется вполне естественным, поскольку с увеличением капиллярных давлений строение нефтяных и газовых залежей усложняется, и в распределении в природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются все большие отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, которая, как известно, лежит в основе поисково-разведочных работ и является у геологов-нефтяников главной рабочей гипотезой.
Также и при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири методом заводнения, в сравнении с Урало-Поволжьем, где впервые был в России применен этот метод, конечная нефтеотдача оказалась в два и более раза ниже.
Одной из главных причин такого снижения эффективности работ является неучет капиллярных характеристик природных нефтегазоносных резервуаров, представляющих основной фактор противодействующий вытеснению нефти из пласта.
залежей нефти и газа с целью их разведки и разработки 1">
Рис. 1.1. График распределения капиллярных давлений начала фильтрации в юрских, неокомских и сеноманских песчаных породах Западной Сибири
В настоящее время при составлении проектов как разведки, так и разработки нефтяных и газовых залежей в их геологической части ограничиваются, как правило, моделями, составленными на основе антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. В случаях, когда распределение нефти или газа в природной ловушке не согласуется с антиклинальной структурой, геологи зачастую вынуждены в угоду антиклинальной концепции снабжать модель залежи проблематичными разломами, зонами замещения пласта-коллектора и другими экранами, не подтвержденными данными бурения и сейсморазведки. При этом основную причину этих отклонений, т.е. различные капиллярные эффекты, возникающие в поровой среде на границе воды, нефти и газа, как правило, не учитывают. Но, как известно, всякая теория хороша до тех пор, пока она удовлетворительно и без насилия объясняет наблюдаемые факты.
Некоторые пути использования данных о капиллярных свойствах природных нефтегазоносных резервуаров при решении поисково-разведочных и промысловых задач показаны в работах М.Т. Аббасова, Д. Амикса и др., Р. Берга, Ю.Я. Большакова, Ю.П. Гаттенберга, Ш.К. Гиматудинова, А.Е. Гуревича, Д. Дженингса, Н.А. Еременко, Ю.В. Желтова, А.А. Карцева, Ж. Коллинза, А.Э. Конторовича, Ф. Крейга, М.М. Кусакова, Л.В. Лютина, М. Мунна, А.Ю. Намиота, Р.С. Сахибгареева, А.А. Ханина, Р. Чепмена, И.М. Эланского и др.
Основными параметрами, определяющими действие капиллярных эффектов на распределение в природных резервуарах воды, нефти и газа, являются поверхностно-молекулярные свойства твердой фазы, т.е. смачиваемость породы-коллектора и капиллярное давление. Смачиваемость определяет направленность действия капиллярных сил, а капиллярное давление представляет собой основную силу сопротивления миграции или фильтрации нефти и газа в поровом пласте.
Согласно фундаментальному закону Юнга-Лапласа, капиллярное давление (Pk) при наличии в пористой среде двух несмешивающихся фаз, пропорционально произведению межфазного натяжения (γ) на кривизну межфазной поверхности ( ):
Pk ≈ ± γ
Таким образом, капиллярное давление представляет собой функцию двух переменных величин — межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности. В свою очередь кривизна межфазной поверхности существенно определяется радиусом порового канала. Капиллярное давление системы нефть (газ) — вода определяется как разность давлений в нефтяной (газовой) и водной фазах:
Pk=Pн(г)-Pв
В зависимости от характера смачиваемости твердой фазы капиллярное давление может быть положительным или отрицательным. Так в гидрофильной поровой среде капиллярное давление на границе нефти (газа) и воды является положительным. В гидрофобном коллекторе оно отрицательное. Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно принимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде — мелкие. Обратное распределение воды и углеводородов происходит в гидрофобном коллекторе.
Ю.Я.Большаковым было рассмотрено взаимодействие капиллярных и гравитационных сил при формировании залежей нефти и газа. В результате был выделен тип нетрадиционных капиллярно-экранированных залежей нефти и газа, подразделенный на три класса: гидрофильный, гидрофобный и смешанный, гидрофильно-гидрофобный. Также были намечены пути их поисков. Однако, всякая залежь нефти или газа, в том числе и залежь классического антиклинального типа, находится в сфере действия капиллярных и гравитационных сил, поскольку содержится в поровой многофазной среде, подверженной гравитационному воздействию. Поэтому при моделировании залежей нефти или газа любого типа с целью их разведки или разработки учет капиллярных характеристик природного нефтегазоносного резервуара представляется весьма полезным.
2.2 Два рода капиллярных барьеров, аккумулирующих углеводороды
На основании того, что капиллярное давление является функцией межфазного натяжения и кривизны межфазной поверхности, определяемой, прежде всего, радиусом порового канала, выделены два рода капиллярных барьеров . Капиллярный барьер первого рода возникает на стыках разнопоровых фаций, т.е. определяется микронеоднородностью пластов-коллекторов. Поскольку породы-коллекторы повсеместно неоднородны, присутствие капиллярных барьеров этого рода возможно в любом нефтегазоносном пласте, где они играют существенную роль как при нефтегазонакоплении в природной ловушке, так и при извлечении нефти в процессе разработки месторождения.
Капиллярные барьеры первого рода. Способы определения капиллярного давления были известны в нефтяной промышленности в течении последних шестидесяти лет. Данные о капиллярном давлении обычно получают путем изучения процесса вытеснения из образца породы одного флюида другим и представляют в виде зависимости давления от степени насыщенности образца тем или иным флюидом.
В силу микронеоднородности пород коллекторов диапазон изменения капиллярных давлений в поровом пространстве каждого образца породы-коллектора в зависимости от его насыщенности вытесняемым и вытесняющим флюидами достаточно широк и может достигать нескольких сотен килопаскалей, что осложняет возможность картирования этого параметра. Однако, каждую кривую капиллярного давления можно охарактеризовать по меньшей мере тремя величинами этого параметра, каждая из которых имеет единственное значение -капиллярное давление вступления вытесняющего флюида (Рквст), капиллярное давление смещения (Рксм), равное давлению начала фильтрации, угол наклона платообразного участка кривой капиллярного давления, а также значение неудалимого, постоянного насыщения.
Угол наклона платообразного участка кривой характеризует степень отсортированности пор породы-коллектора. По мере ухудшения степени отсортированности пор положение платообразного участка становится все более крутым, что свидетельствует об ухудшении промысловой характеристики нефтегазоносного резервуара. Идеальным для вытеснения нефти можно считать резервуар, охарактеризованный горизонтальным положением платообразного участка кривой капиллярного давления.
Здесь следует отметить, что обычно в нефтегазовой геологии определяют степень отсортированности зерен, т.е. гранулометрический состав. Гранулометрический состав, как известно, определяют ситовым или седиментационным методом. Однако, гранулометрический состав характеризует отсортированность зерен, тогда как для нефтяников важно знать отсортированность не зерен, а поровых каналов, где находятся пластовые флюиды. А эту характеристику породы отсортированность зерен представляет слишком опосредовано и, зачастую, неверно. Параметр же, оценивающий степень гомогенности емкостного пространства породы коллектора, можно определить только по кривой капиллярного давления.
Д.Дженингсом предложен способ оценки отсортированности пор песчаных пород нефтегазоносных резервуаров на базе данных об их капиллярных свойствах. Этим способом может быть в числовом выражении определении индекс отсортированности пор (J), являющийся картируемым параметром. Рассчитывают его исходя из кривой капиллярного давления по уравнению:
Где Pk3 и Pk1 капиллярные давления при 75% и 25% насыщении породы-коллектора тем или иным флюидом.
Индекс отсортированности пор обычно изменяется от 1 (прекрасная отсортированность) до 8 (очень плохая отсортированность).
По свидетельству Д.Дженингса на картах отсортированности пор породы благоприятные для вытеснения нефти могут быть оконтурены изолинией 1,5. Между изолиниями 1,5 и 2,0 находятся породы с удовлетворительной отсортированностью.
Капиллярное давление смещения соответствует точке пересечения вертикальной оси с продолжением платообразного участка (рис. 1.2).
Этот параметр является достаточно информативным и может быть использован в качестве картируемого при составлении капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти.
Величина капиллярного давления смещения, равная давлению начала фильтрации, может быть измерена экспериментально путем исследования керна или получена расчетным путем на основе данных о проницаемости по уравнению регрессии:
где К — проницаемость (мД); Рксм — капиллярное давление смещения (кПа).
Типичная кривая капиллярного давления для пород-коллекторов Западной Сибири
Уравнение описывает параболическую связь капиллярных давлений смещения с проницаемостью породы для пластовой системы «нефть-вода». Оно составлено на базе данных лабораторных исследований кернов в количестве около 4000 штук. Коэффициент корреляции составляет 0,76. Методика лабораторных измерений капиллярных давлений заключалась в следующем. Образцы исследуемой породы изготовляли в виде цилиндров длиной 45 мм и диаметром 30 мм. С целью удаления воздуха из образцов, который в стандартных условиях практически нерастворим в углекислом газе, через образцы пропускали углекислый газ в объеме, превосходящем емкость каждого из образцов в несколько раз. Затем образцы вакуумировали и под вакуумом насыщали пластовой водой путем открытия канала между вакуумной камерой и емкостью с водой. В дальнейшем керн насыщали водой под давлением не менее 10 МПа. Последний прием в насыщении образца, с одной стороны, ускорял пропитывание водой, а с другой — удалял из него остатки углекислого газа вследствие растворения последнего. Затем образец зачехляли в резиновую втулку, помещали в кернодержатель высокого давления и подвергали всестороннему обжиму при помощи гидравлического пресса. Значение давления обжима назначали соответственно эффективному давлению, рассчитанному для глубины, с которой был взят керн, т.е. разности литостатического и внутрипорового давлений. После проверки системы на герметичность на нижний торец образца подавали сжатый азот из баллона. Скорость его поступления регулировали вентилем так, чтобы давление, измеряемое манометром с ценой деления 0,001 МПа, повышалось со скоростью 0,001 МПа в минуту до момента обнаружения начала вытеснения воды из пор образца, что фиксировали по смещению капли окрашенной воды, введенной в горизонтальный стеклянный капилляр диаметром 0,2 мм, присоединенный через небольшую секцию трубопровода к образцу со стороны верхнего торца. При этом давление начала вытеснения принимали за капиллярное давление смещения. Однако, данные эксперимента справедливы только для системы “газ — вода”, где межфазное натяжение составляет около 7,2х10-2 Н/м. Для системы же нефть — вода межфазное натяжение приблизительно равно 3,5х10-2 Н/м, т.е. почти в 2 раза меньше. Следовательно, для перевода результатов лабораторных измерений к условиям нефтяного пласта необходимо вводить поправочный множитель. В первом приближении его значение составляет около 0,5.
Капиллярные барьеры второго рода. Капиллярный барьер второго рода возникает вследствие изменчивости во времени межфазного натяжения. Межфазное натяжение на контакте воды и нефти является весьма чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления. Следствием снижения пластовой температуры и связанного с этим повышения капиллярных давлений на ВНК может явиться ситуация, предотвращающая проникновение нефти через водонасыщенные породы, которые в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. При этом происходящие после снижения пластовых температур неотектонические деформации нефтегазоносных пластов уже не могут вызвать перетоки нефти согласно принципу сообщающихся сосудов, поскольку залежи углеводородов стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, т.е. на участках, которые они занимали до снижения пластовых температур. Очевидно, что в основном за счет возросших межфазных натяжений будут лишены способности к перетокам нефти и газа залежи, находящиеся в коллекторах с низкими фильтрационными свойствами.
По данным Ш.К. Гиматудинова и др., межфазное натяжение при снижении температуры от 120°С до 70°С в системе «газ-вода» практически удваивается, что влечет за собой и соответствующее увеличение капиллярного давления в поровой среде.
По данным И.И.Нестерова и др., снижение пластовых температур за период от палеогенового до четвертичного на севере Западной Сибири составило до 50°С. В Широтном Приобье в юрских и неокомских отложениях по данным этих же исследователей пластовые температуры понизились на 30-35°С. В результате залежи нефти и газа были стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, и происходящие в дальнейшем неотектонические деформации не могли вызвать перетоков углеводородов согласно принципу сообщающихся сосудов.
Синхронно охлаждению нефтегазоносные области Западной Сибири испытали активные неотектонические преобразования. В этот период происходила деформация или полное расформирование отдельных локальных поднятий и возникновение новых. По данным И.П. Варламова (1983) размах неотектонических движений на севере Западной Сибири достигал нескольких сотен метров. В Широтном Приобье он измеряется от десятков до сотни метров.
Таким образом, положение контура залежи может быть установлено путем палеоструктурного анализа в сочетании с данными опробования скважин. При прогнозировании положения контуров нефтегазоносности, ВНК и ГВК геологи, в основном, опираются на современную структуру продуктивных пластов, что нередко приводит к существенным ошибкам, в частности, при определении площади залежи. По свидетельству Ф.З. Хафизова (1991), в Западной Сибири 47% ошибок при подсчете перспективных ресурсов УВ возникает вследствие неверного определения площади залежи, т.е. ее контура. Следует отметить, что на связь современного положения ВНК с неотектоническими движениями Западной Сибири указывалось ранее, но стабилизирующая роль возросших капиллярных давлений при этом не рассматривалась.
Исключительно сложный характер заполнения антиклинальных ловушек в нефтегазоносных резервуарах, подвергнутых снижению пластовых температур и активной неотектонике, известен на многих месторождениях севера Западной Сибири и Широтного приобья. Очевидно, что разведка таких месторождений на основе только принципов антиклинально-гравитационной концепции вряд ли может оказаться высокоэффективной.
Известно, что главные закономерности и особенности распределения температур в нефтегазоносных резервуарах определяют плотность теплового потока и ее изменение во времени. Большое влияние на температурный режим нефтегазоносных толщ оказывают вариации климата, определяемые изменчивостью интенсивности солнечной радиации. Ослабление плотности теплового потока в сочетании с похолоданием климата в неотектонический этап геологического развития обусловили заметное охлаждение осадочных пород в пределах многих нефтегазоносных областей и особенно в северных районах Западной Сибири. Наибольшее охлаждение испытали нефтегазоносные резервуары, находящиеся в областях распространения многолетней мерзлоты, которая, в частности, покрывает северную половину Западно-Сибирской равнины.
В породах коллекторах сеноманского возраста, которые характеризуются крупными, иногда сверхкапиллярными размерами пор, стабилизация залежей вследствие снижения пластовых температур менее вероятна. Поэтому соответствие в положении залежи углеводородов современной структуре пласта согласно антиклинально-гравитационной концепции наблюдается довольно часто. То есть, при нетектонических деформациях структурных палеоловушек углеводороды в сверхкапиллярных коллекторах сеномана могли перемещаться и занимать положение соответствующее новой форме антиклинальной ловушки.
Для средне- и мелкопоровых пород и неокомских отложений Западной Сибири отсутствие соответствия между формой залежи и современной структурой продуктивного пласта явление весьма распространенное, хотя в этих случаях структурный контроль не исключается. Его действие просто в той или иной мере ограничивается, а эти ограничения компенсируются действием капиллярных сил.
В связи с повсеместной микронеоднородностью пород-коллекторов становится очевидным, что в реальных условиях недр, испытавших снижение температур, могут присутствовать нефтяные и газовые скопления, находящиеся под совместным контролем капиллярных барьеров второго и первого рода в сочетании с контролирующим действием структуры продуктивного пласта.
Поскольку природные нефтегазоносные резервуары представляют собой поровые многофазные системы, то на распределение в их емкостном пространстве воды, нефти и газа, а также на извлечение этих флюидов из недр, существенное влияние оказывают различные капиллярные эффекты. Как писал А.А. Ханин, ссылаясь на Л.В. Лютина: «Если бы капиллярные эффекты отсутствовали, то вытеснение нефти из пористой среды происходило бы полностью».
Значительные потери нефти связаны с неучетом капиллярных характеристик природных нефтегазоносных резервуаров при определении системы разработки нефтяных месторождений традиционным методом заводнения.
Применение метода заводнения на нефтепромыслах мира в гидрофильных коллекторах, содержащих залежи несложного строения, обеспечило высокую эффективность разработки месторождений при относительной простоте осуществления процесса нагнетания воды в пласт и при практически повсеместной доступности этого вытесняющего агента. Подсказала метод сама природа, когда в 1865 г. на месторождении Пишхоуэл Сити в Пенсильвании во время дождя вода заполнила затрубное пространство некоторых скважин (в то время скважины не цементировались), что создало репрессию на пласт, и в некоторых скважинах повысились дебиты нефти. Целенаправленно первое площадное заводнение применили в 1924 г. на месторождении Брэдфорд в США. В России этот метод впервые был применен в 1948-1951 г.г. на Туймазинском и Ромашкинском месторождениях, открытых в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. При этом текущая нефтеотдача достигала 60%.
Следует отметить, что в Урало-Поволжье продуктивные песчаные породы девона и карбона представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками с высокой степенью гидрофильности. Кварц является высокогидрофильным минералом и концентрация его в породе существенно определяет ее смачивающие свойства. Однако, в те времена вопросам смачиваемости при составлении проектов разработки нефтяных месторождений практически не уделяли существенного внимания. В 60-х годах прошлого столетия метод заводнения начали применять в Западной Сибири, где нефтеотдача, в зависимости от геолого-физических условий, составляет на сегодняшний день от 10% до 40%, т.е. до 90% нефти остается в недрах.
Согласно, при всем разнообразии характера нефтеизвлечения в зависимости от физико-геологических условий в залежах и от истории разработки по меньшей мере можно выделить три вида капиллярно-удержанной нефти:
— Рассеянная нефть, находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающей поверхность твердой фазы. Эта нефть представляет фон, на котором выделяются более крупные целики остаточной нефти. Существующими методами разработки такой вид капиллярно-удержанной нефти извлечь практически невозможно даже из сравнительно высокопроницаемых коллекторов, так как здесь капиллярное давление достигает десятков килопаскалей. Поэтому для вытеснения капель нефти, сравнимых по величине с радиусом пор, требуются градиенты давления значительно превышающие градиенты давления, создаваемые в нефтяных пластах в процессе разработки.
— Целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся вследствие неоднородности пласта. Размеры этих объемов нефти могут достигать десятков метров. В гидрофильных породах эти целики за фронтом вытеснения остаются в относительно крупнопоровых фациях, поскольку в этом случае нагнетаемой в пласт воде энергетически выгоднее поступать в относительно мелкие поры. Для поступления в крупные поры в гидрофильном коллекторе воде необходимо преодолеть капиллярное давление. Поэтому вода движется по пути наименьшего сопротивления, обходя крупнопоровые фации по относительно мелкопоровым, образуя языки обводнения, или же вовсе уходя за контур нефтеносности. Обратная картина наблюдается в гидрофобном коллекторе.
— Целики нефти в тех фрагментах пласта, где процесс вытеснения происходит значительно медленнее, чем на других его участках. К этому виду можно отнести, например, нефть в блоках трещинно-порового коллектора со сверхкапиллярными трещинами. Очевидно, что вода достаточно быстро вытесняет нефть из трещин, тогда как вытеснение нефти из блоков за счет самопроизвольной пропитки в гидрофильном коллекторе существенно отстает от ее извлечения из трещин. В коллекторе же преимущественно гидрофобном некоторая доля нефти из блоков может быть вытеснена только за счет гравитационных сил. Однако, это возможно только в том случае, когда высота блока превышает высоту капиллярного поднятия нефти. Очевидно, что применяемый на промыслах, гидроразрыв пласта формирует порово-трещинный коллектор. При этом продуктивность скважин повышается за счет вытеснения нефти из трещин. Остающиеся же в блоках значительные объемы нефти могут быть безвозвратно потеряны, что существенно может понизить конечную нефтеотдачу.
В настоящее время основным и наиболее распространенным способом добычи нефти является заводнение, применяющееся на нефтяных промыслах в различных модификациях.
По свидетельству М.Т. Аббасова и др., конечная нефтеотдача при заводнении по нефтепромыслам мира изменяется в зависимости от свойств нефти и характеристик продуктивных пластов от 25 до 60%. Известны и меньшие ее значения, например, для залежей нефти в юрских отложениях Западной Сибири, где коэффициент извлечения нефти зачастую не превышает 10%.
Многие специалисты в области разработки нефтяных месторождений относят заводнение к наиболее эффективному способу и считают, что он будет превалировать и в ближайшем будущем. В связи с этим, а также по причине больших объемов нефти, оставляемых в недрах при заводнении необходимо углублять изучение капиллярных сил определяющих взаимодействие и взаимовлияние воды нефти и породы-коллектора в процессе вытеснения из пласта одного флюида другим, в частности, с целью дифференциации месторождения по характеру реакции нефти на воздействие заводнением. Очевидно, что эти данные окажутся полезными при промышленной оценке залежей нефти и при проектировании их разработки.
Согласно закону Юнга-Лапласа, а также свойству жидкостей самопроизвольно занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефти энергетически выгоднее занимать относительно крупные поры, а воде — мелкие. Обратное распределение воды и нефти происходит в гидрофобном коллекторе.
Как известно, процессы вытеснения одного флюида другим из поровой среды в зависимости от ее смачиваемости подразделяют на пропитку и дренирование.
Процесс дренирования соответствует вытеснению смачивающего флюида не смачивающим, например, вытеснению в гидрофильном коллекторе воды нефтью при формировании залежи. При этом капиллярные силы совместно с вязкостью противодействуют вытеснению. При разработке залежи нефти, содержащейся в гидрофобном коллекторе, методом обычного заводнения, что, в общем-то, недопустимо, также реализуется процесс дренирования. В этом случае капиллярные силы принуждают нагнетаемую в пласт воду занимать наиболее крупные поровые каналы и трещины, по которым она достаточно быстро прорывается через залежь к добывающим скважинам, увлекая за собой случайные объемы нефти и нарушая монолитность нефтяного скопления. По экспериментальным данным американских исследователей, при близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить около 45% нефти, тогда как из гидрофобной — не более 5%.
Процесс пропитки осуществляется при вытеснении нефти водой из гидрофильного коллектора. Попадая в гидрофильный коллектор и смачивая поверхность твердой фазы, вода способна освобождать даже ту нефть, которая удерживается силами адгезии. Поэтому эффективность метода заводнения в коллекторе с высокой степенью гидрофильности, как, например, на месторождениях Урало-Поволжья, достаточно высока.
Продуктивные породы Западной Сибири, в отличие от мономинеральных кварцевых коллекторов Урало-Поволжья, представлены полимиктовыми песчаниками, в которых, наряду с кварцем, в значительном количестве содержатся полевые шпаты, зачастую в породах присутствует карбонатный цемент. Так же, в отличие от палеозойских песчаников Урало-Поволжья, песчаники Западной Сибири являются более мелкозернистыми, характеризуются, как правило, более высокими значениями удельной поверхности и более высокой адсорбционной способностью. Мера гидрофильности пород-коллекторов Западной Сибири существенно ниже. Во-первых, это обусловлено их вещественным составом и, во-вторых, большей предрасположенностью к гидрофобизации путем адсорбции растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти. Адсобционные явления могут со временем привести к полной гидрофобизации изначально гидрофильного коллектора. По данным Г.В. Рудакова и др., исследовавших поверхностно-молекулярные свойства пород-коллекторов некоторых нефтяных месторождений Западной Сибири, степень гидрофобности продуктивных песчаников на изученных этими исследователями пяти месторождениях составляет от 53 до 100%.
Наиболее предрасположены к гидрофобизации в Западной Сибири песчаные породы юрского возраста, обладающие изначально слабой степенью гидрофильности.
Таким образом в Западной Сибири наряду с широким распространением гидрофильных пород-коллекторов существенную долю составляют коллектора гидрофобного класса.
Если при вытеснении нефти водой из гидрофильного коллектора капиллярные, гравитационные и гидродинамические силы, создаваемые системой ППД, действуют однонаправлено, то в случае гидрофобного коллектора капиллярные силы противодействуют гравитационным. Для предсказания характера вытеснения нефти из гидрофобного коллектора может быть использована капиллярно-гравитационная модель залежи. Основой ее построения может являться капиллярно-гравитационное отношение (КГО).
Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что вытеснение нефти происходит тем быстрее, чем ниже значение этого параметра.
Капиллярные силы будут велики, если размеры пор малы, тогда как гравитационные силы растут с увеличением высоты залежи. Различие плотностей пластовой воды и нефти создают гравитационную силу. Для целей картирования величина гравитационных сил (Рг) в каждой точке нефтяного скопления практически может быть определена по превышению над уровнем водо-нефтяного контакта (h) и разности плотностей пластовой воды и нефти (∆ρ):
Рг = ∆ρ*h
В случае коллектора преимущественно гидрофильного дифференциация залежи нефти по промысловым характеристикам может быть осуществлена путем составления карты не КГО, а карты только капиллярного давления начала фильтрации.
Следует отметить, что среди специалистов существует мнение, что нагнетаемая в пласт вода как в гидрофильном, так и в гидрофобном коллекторе предпочтительнее продвигается по относительно крупнопоровым каналам, вытесняя из них нефть. В значительной степени такое представление сформировалось на основе данных лабораторного изучения процесса вытеснения нефти водой из образцов керна, а также данных исследования прискважинных участков нагнетательных скважин. Однако, в лабораторных условиях, во-первых, вытеснение нефти происходит при такой скорости, что не может проявиться естественная смачиваемость горной породы, имеющая место в реальных условиях недр. Во-вторых, в отличие от условий пласта, степень свободы у воды, нагнетаемой в керн, ограничена стенками кернодержателя и она продвигается от торца к торцу образца, что не соответствует реальным условиям недр.
В прискважинных же зонах на линии нагнетания за счет высоких репрессий возникают зачастую турбулентные потоки, число Рейнольдца «зашкаливает». Поэтому характер течения жидкости в прискважинной зоне должен резко отличаться от течения воды и нефти на удаленном межскважинном пространстве.
Поскольку в гидрофильном коллекторе воде энергетически выгодно занимать относительно мелкопоровые разности, охарактеризованные высокими значениями капиллярных давлений, то нагнетаемая на таких участках в пласт вода в удаленном межскважинном пространстве не может поступать в крупнопоровые разности и вытеснять из них нефть. Для поступления в крупные поры воде необходимо будет преодолеть капиллярное давление. Она будет продвигаться по пути наименьшего сопротивления, т.е. по относительно мелким порам, при этом вообще может мигрировать за пределы контура нефтеносности. Отсутствие на ряде нефтяных промыслов Западной Сибири баланса между количеством нагнетаемой в продуктивный пласт воды и количеством добываемой жидкости может свидетельствовать о справедливости сделанного предположения. Следует отметить, что в рассмотренном случае за фронтом вытеснения в межскважинном пространстве остаются объемы наиболее подвижной нефти, определяющие наиболее активные её запасы.
Таким образом для предотвращения этих потерь нагнетательные скважины следует размещать на участках относительно низких капиллярных давлений, которые могут быть выявлены путем составления капиллярных моделей продуктивных пластов.
При изучении неоднородности залежей нефти по промысловым характеристикам, геологи, как правило, ограничиваются составлением традиционных карт, таких как зональные карты, карты пористости, проницаемости, песчанистости, текущих и накопленных отборов, нефтенасыщенных толщин и др. Также на макроуровне по площади залежи выделяют чистонефтяную (ЧНЗ) и водонефтяную (ВНЗ) зоны. Чистонефтяная зона присутствует в пластовой залежи, где занимает площадь, ограниченную внутренним контуром нефтеносности. Водонефтяная зона в плане соответствует площади распространения водонефтяного контакта. Если залежь является массивной или пластовой водоплавающей, то чистонефтяная зона у них, согласно этой терминологии, отсутствует.
Как известно, по высоте залежь также состоит из нескольких зон с разной насыщенностью пород-коллекторов и с разными промысловыми характеристиками. Строение и размеры этих зон, развитых по вертикали залежи нефти, определяются физико-химическими или капиллярными микропроцессами в продуктивных пластах. На этом микроуровне по высоте залежи выделяют три толщи:
- толща, из которой получают безводную нефть, т.е. чистонефтяная зона (ЧНТ);
- переходная водонефтяная толща (ПВНТ);
- зона, дающая 100% воды.
Основной является ЧНТ, дающая 100% нефти. Хотя в ее пределах и имеется некоторое количество не связанной, гравитационной воды, ее фазовая проницаемость существенно ниже проницаемости нефти. Также и в нижней зоне, из которой получают 100% воды, присутствует нефть в виде отдельных рассредоточенных глобул в наиболее крупных порах, но фазовая проницаемость этой нефти практически равна нулю. Из переходной зоны получают как нефть, так и воду. На месторождениях, приуроченных к гидрофобным коллекторам, ПВНТ отсутствует в связи с тем, что в нефтенасыщенную часть пласта вода поступить не может вследствие противодействия капиллярных сил. Однако, в числе песчаных коллекторов, развитых в платформенных формациях, превалируют преимущественно гидрофильные разности, хотя мера их гидрофильности и изменяется в широких пределах. Поэтому на месторождениях, открытых в платформенных нефтегазоносных областях, переходные ВНТ зачастую достигают значительных размеров и содержат существенные запасы нефти. В некоторых случаях, в частности в Западной Сибири, толщина ПВНТ на отдельных месторождениях составляет несколько десятков метров.
В связи с изложенным, знания о строении ПВНТ имеют существенное значение как для подсчета запасов нефти, так и для определения оптимальной системы разработки месторождения.
В пределах углеводородных скоплений насыщающие продуктивный пласт флюиды располагаются по высоте согласно взаимодействию гравитационных и капиллярных сил. В результате проявления гравитационных сил углеводороды заполняют верхнюю часть залежи, а ниже располагается вода. Действие капиллярных сил, возникающих на контакте воды и нефти в гидрофильной поровой среде, заключается в том, что вода поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения флюидов. В результате в гидрофильном коллекторе возникает весьма сложная картина распределения воды и нефти по разрезу в области водонефтяных контактов этих флюидов.
Высота капиллярного поднятия воды увеличивается при уменьшении радиуса пор породы-коллектора, при уменьшении разности плотностей контактирующих фаз, при увеличении межфазного натяжения на границе последних и увеличении степени гидрофильности твердой фазы. Так формируются переходные водонефтяные толщи, в пределах которых содержание нефти в продуктивном пласте возрастает снизу вверх от нуля до предела насыщения. В случае, когда мощность ВНТ превосходит высоту залежи, чистонефтяная толща, из которой получают 100% нефти, отсутствует.
При наличии у залежи переходной зоны возникают определенные трудности при определении положения водонефтяного контакта, в частности, при подсчете запасов нефти. Обычно в таких случаях положение водонефтяного контакта определяют различными путями в зависимости от имеющихся данных и концепции, существующей относительно нефтегазонакопления в данном резервуаре. Например в США, в случае гидрофильного коллектора, выделяют экономический и продуктивный (природный) водонефтяные контакты (рис. 3.1).
Экономическим контактом называют уровень, на котором содержание нефти в полученном флюиде экономически целесообразно и приемлемо. Обычно этот контакт соответствует уровню 50% нефтенасыщения, но он может изменяться в зависимости от локальных условий. Продуктивный водонефтяной контакт находится в основании переходной зоны и является тем уровнем, с которого вообще может быть получена нефть. Нефтенасыщение на этом уровне может составлять 15-20%.
Уровень, дающий 100% воды, находится ниже продуктивного контакта. Однако, здесь нет 100% водонасыщения. Нефтенасыщенность здесь обычно составляет 5-10%, но эта нефть рассредоточена в виде отдельных глобул, находящихся в наиболее крупных порах.
Изучению переходной ВНТ посвящены работы Д. Амикса, Д. Баса, В.Н. Дахнова, А.А. Ханина, Н.Н. Сохранова и др.
По свидетельству А.А. Ханина (1969), толщина водо-нефтяной зоны может быть определена на основе данных о капиллярных давлениях по формуле:
, где
Рк — капиллярное давление (кг/см2),
ρв и ρн — плотности пластовой воды и нефти (г/см3).
Для этой цели в грубом приближении может также быть использована величина капиллярного давления смещения (давления начала фильтрации).
Распределение воды и нефти по высоте залежи в зависимости от капиллярных характеристик пласта (Jennigs J.B.)
В качестве примера анализа строения залежи нефти на основе капиллярных характеристик пласта была рассмотрена залежь нефти, приуроченная к пласту 
, находящегося в пределах Лозового месторождения. В таблице приведены данные по проницаемости и капиллярному давлению начала фильтрации одного участка пласта 
.
|
номер скважины |
х |
у |
K (мД) |
Рксм |
||||
|
7R |
1800 |
650 |
5,1 |
15,18 |
||||
|
4009R |
1750 |
1080 |
5,3 |
14,87 |
||||
|
3R |
1250 |
1280 |
— |
— |
2350 |
1830 |
5,5 |
14,59 |
|
1034 |
1960 |
1790 |
5,8 |
14,18 |
||||
|
1026 |
2010 |
1880 |
4,3 |
16,62 |
||||
|
1020 |
2020 |
1950 |
4 |
17,27 |
||||
|
1019 |
1950 |
1949 |
6,4 |
13,46 |
||||
|
3K |
1880 |
1951 |
5,1 |
15,18 |
||||
|
1018 |
1850 |
1950 |
8,8 |
11,37 |
Данные о капиллярных давлениях могут быть использованы с целью наиболее оптимального размещения нагнетательных скважин.
В настоящее время в России более 95% добычи нефти идет с использованием метода заводнения. При этом средняя обводненность добывающих скважин составляет 82%. На некоторых месторождениях Западной Сибири, например Талинском, произошло катастрофически быстрое обводнение, и в настоящее время в добываемой жидкости содержится всего лишь 5% нефти.
В.П. Гавриловым (2005) рассмотрены негативные стороны метода заводнения, определяющие резкое снижение коэффициента нефтеотдачи. В частности, к ним относятся форсированный нерегулируемый отбор флюидов из продуктивного пласта и шаблонное применение метода заводнения. В результате за контуром вытеснения остаются значительные объемы активных запасов нефти.
К одному из видов шаблонного подхода к методу заводнения можно отнести его применение без учета поверхностно-молекулярных свойств пород продуктивных пластов, т.е. их смачиваемости.
Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефть занимает относительно крупные поры, охарактеризованные сравнительно низкими значениями капиллярных давлений, а вода — мелкопоровое пространство. Нагнетаемая же в преимущественно гидрофобный коллектор вода занимает относительно крупнопоровые каналы или сверхкапиллярные трещины, по которым быстро проходит к добывающим скважинам, нарушая монолитность залежи нефти. Именно такое явление наблюдается при разработке обычным методом заводнения залежи нефти в шеркалинской свите Талинского месторождения.
По устному сообщению И.И. Нестерова (2005), на нефтепромыслах Западной Сибири на один кубометр добытой нефти в среднем приходится около 7 м3 закачанной в пласт воды. Не исключено, что столь значительное превышение объема вытесняющего агента над добычей, отчасти обусловлено отсутствием в проектах разработки капиллярно-гравитационных моделей залежей, на основе которых можно с большей оптимальностью производить расстановку нагнетательных и добывающих скважин. Поскольку в гидрофильном коллекторе воде энергетически выгодно занимать относительно мелкопоровое пространство, охарактеризованное повышенными капиллярными давлениями, то нагнетаемая на таких участках вода не сможет вытеснить нефть из участков распространения крупнопоровых коллекторов. Это невозможно так как в этом случае воде необходимо преодолеть капиллярное давление. В результате нагнетаемая в пласт вода обойдет мелкопоровые участки пласта по пути наименьшего сопротивления и, в частности, может удалиться за контур нефтеносности. Следовательно, за фронтом вытеснения в относительно крупнопоровых разностях пород-коллекторов остаются «целики» нефти, размеры которых определяются характером микронеоднородности продуктивного пласта.
Таким образом, нагнетательные скважины для наиболее эффективного вытеснения нефти следует размещать на участках пониженных капиллярных давлений, а не формально по какой-либо равномерной геометрической сетке. Основанием для их расстановки может являться карта капиллярных давлений смещения (давления начала фильтрации).
Однако, некоторые специалисты по разработке нефтяных залежей придерживаются мнения о том, что нагнетательные скважины следует размещать на участках пониженной проницаемости охарактеризованных высокими значениями капиллярных давлений. Тем не менее, следует отметить, что это противоречит закону природы, который описан уравнением Юнга-Лапласа. Отчасти такое суждение возникло как результат исследования процессов вытеснения нефти из образцов пород в кернодержателе. В этом случае насыщенный образец представляет собой систему, в которой вода имеет ограниченную степень свободы и может продвигаться только в одном направлении — от торца к торцу образца, что не соответствует реальным условиям недр. В пласте-коллекторе, представляющем раскрытую систему, вода может выбирать пути наименьшего сопротивления и обходить участки, где ей противодействуют капиллярные силы.
Также при лабораторных исследованиях создаются перепады давления и скорости фильтрации, резко отличные от тех, что имеются на межскважинном пространстве. Кроме того, из-за высоких скоростей и малых размеров образца, как правило, не успевает проявиться эффект смачиваемости.
В прискважинных зонах на линии нагнетания за счет высоких репрессий возникают зачастую турбулентные потоки и число Рейнольдса «зашкаливает». Поэтому характер течения жидкости в прискважинной зоне должен резко отличаться от течения воды и нефти на удаленном межскважинном пространстве.
Описанная особенность заводнения коллекторов в межскважинном пространстве, в частности, хорошо прослеживается в залежи пласта БС10 на юге Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения.
Значительное снижение насыщения произошло в скважинах расположенных в зонах пониженной проницаемости, охарактеризованных сравнительно высокими значениями капиллярных давлений. Прогнозирование местонахождения этих целиков возможно путем составления капиллярных моделей залежей. Капиллярные модели, составленные в начальную стадию разработки залежи, могут быть использованы для проведения технологических мероприятий, направленных на предотвращение образования в пласте этого вида остаточной нефти. За основу построения капиллярной модели может быть принято капиллярное давление смещения, соответствующее давлению начала фильтрации.
В пределах участка пласта 
значения капиллярных давлений смещения изменяются от 11 до 18 кПа. Их распределение по площади залежи достаточно сглаженное, но все же просматриваются участки с резкими перепадами.
На одном небольшом участке на северо-западе внешнего контура залежи капиллярные характеристики пласта свидетельствуют о хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. В связи с этим здесь достаточно эффективно может быть применено законтурное заводнение. Как известно, механизм вытеснения нефти при этом близок механизму, который создаёт природный водонапорный режим.
В связи с различным распределением капиллярных характеристик пласта по территории залежи, в качестве внутриконтурного заводнения следует использовать избирательное и очаговое заводнение и исключить размещение нагнетательных скважин по равномерной геометрической сетке. При этом для нагнетания в пласт воды необходимо выбирать участки, охарактеризованные пониженными значениями капиллярных давлений.
Карты капиллярных давлений смещения могут быть также использованы для обеспечения относительно плавного продвижения фронта «нефть-вода» к забоям добывающих скважин путем создания пропорциональной этому параметру репрессии в нагнетательной скважине, находящейся на соответствующем участке продуктивного пласта.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/temyi-kursovyih-rabot-po-neftegazopromyislovoy-geologii/
1. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. — Новосибирск. Наука.- 1995.- 182с.
— Большаков Ю.Я., Дорошенко А.А., Большакова Е.Ю. / Влияние капиллярных сил на образование целиков нефти в межскважинном пространстве при разработке залежей методом заводнения // Материалы научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты», Тюмень, 2003 г. //.
- Документация предприятия, разрабатывающего данное месторождение.
