Водо-нефтяной контакт в пласте представляет собой различной мощности переходную зону от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Большое многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения мощности переходной зоны в одной и той же залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, мощность переходной зоны не превышает нескольких десятков, сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами ее мощность достигает 6 – 8 м.
Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 0,350 мкм2 при водонасыщенности 35 – 40% поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. При проницаемости 0,650 мкм2 сплошность нефти нарушается при 28 – 30% водонасыщенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлинского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32 – 35% от объема пор.
Для оценки величины и строения переходной зоны, кроме геофизических методов, иногда используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления (рис. 4.3), полученные путем вытеснения воды нефтью.
Рис. 4.3. Схема изменения водонасыщенности
|
пород по вертикали.
По этим зависимостям можно приближенно определить распределение нефти и воды по вертикали, а также среднюю водонасыщенность переходной зоны пласта. При этом предполагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах пласта проникла до высоты, на которой капиллярное давление уравновесилось гидростатическим столбом воды, т. е. справедливо соотношение
, (4.1)
где – капиллярное давление;
– соответственно плотности пластовой воды и нефти;
– ускорение силы тяжести;
– высота над уровнем 100% насыщения пласта водой.
Отсюда
. (4.2)
Так как капиллярное давление – функция водонасыщенности
, тогда
. (4.3)
Эта зависимость отличается от только постоянным множителем и, следовательно, кривая, выражающая зависимость водонасыщенности от высоты над уровнем воды, и зависимость
будут одинаковыми, если на оси ординат вместо
отложить в необходимом масштабе соответствующее данному значению
расстояние от водо-нефтяного контакта
. Используя эту кривую (рис. 4.3), где капиллярное давление
преобразовано в высоту столба
, которым уравновешивается данное капиллярное давление можно приближенно оценить распределение воды и нефти по вертикали в переходной зоне, а также среднее содержание воды по всей мощности пласта. Так, например, среднее содержание воды в порах пласта в интервале от
до
. (4.4)
Величина интеграла в этой формуле определяется площадью под кривой между соответствующими значениями
и
.
Следует учитывать, что в практических условиях распределение нефти и воды в переходной зоне может быть значительно сложнее вследствие большого многообразия свойств пород пластовой системы. Поэтому при использовании осредненных кривых зависимости «капиллярное давление — водонасыщенность», полученных по результатам усреднения большого числа анализов, получаем сугубо приближенное представление о распределении воды и нефти в переходной зоне и по вертикали в пласте в целом. Одна из причин этого обусловлена, вероятно, влиянием капиллярного гистерезиса на высоту капиллярного поднятия и распределения воды в пластовых условиях.
|
М. М. Кусаков и Д. Н. Некрасов установили, что в капиллярах переменного сечения может существовать несколько равновесных высот подъема (капиллярный гистерезис) в зависимости от формы капилляра.
Действительно, для капилляра с профилем, приведенным на рис. 4.4, существует несколько высот капиллярного подъема жидкости, для которых соблюдается условие, определяющее равновесную высоту подъема :
, (4.5)
где – потенциальная энергия смачивающей жидкости в капилляре:
. (4.6)
Рис.4.4 Схематический график функции для
капилляра «синусоидальной» формы
Здесь – капиллярное давление, выраженное в тех же единицах, что и давление столба жидкости высотой
;
– объем жидкости в капилляре.
Для пористых сред, состоящих из бесконечно большого числа капилляров различного сечения сложной формы и сообщающихся друг с другом, капиллярный гистерезис может выражаться большим числом равновесных высот капиллярного подъема.
Еще более сложное строение водо-нефтяного контакта возникает при вытеснении нефти водой в процессе эксплуатации залежи: кроме проницаемости, капиллярного подъема и физико-химических свойств жидкости, на строение водо-нефтяной зоны влияют динамические факторы – градиенты давлений, фазовые проницаемости системы и т. д.
|
Иногда этот контакт имеет наклонное положение, что связывается с движением подземных вод, характером проницаемости коллектора и другими специфическими факторами в строении залежи. На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи также определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть – порода – газ.
Если не учитывать влияние третьей фазы (остаточной воды), то уравнения, аналогичные (4.1) и (4.2), можно использовать для приближенной оценки распределения нефти и газа в переходной зоне. Следует, однако, учитывать, что фактический характер распределения нефти и газа осложняется присутствием остаточной воды. Капиллярный подъем жидкости в условиях трехфазной системы недостаточно исследован. Из уравнения (4.2) все же следует, что высота переходной зоны нефть — газ должна быть меньше высоты водо-нефтяной переходной зоны, так как разница плотностей между нефтью и газом больше, чем между водой и нефтью, а поверхностное натяжение нефти на границе с водой и на границе с газом могут быть близкими по значению.