Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов

Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа един: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам. Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяется многими факторами: свойствами пород и флюидов, соотношением объемов смачивающего (воды) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей (рис.).

Рис. Кривые относительной проницаемости и схема изменения и отдачи пластовых флюидов в однородных пластах-коллекторах месторождений ЗСП.

Предельно насыщенная зона. Коэффициент водонасыщенности имеет минимальное значение и зависит только от изменения коллекторских свойств пород. При испытании этой зоны всегда получают безводные притоки углеводородов. В газонефтяных залежах между зоной сухого газа и чисто нефтяной зоной имеется переходная (газонефтяная) зона. Газовая часть, помимо сухого газа, содержит конденсат и остаточную нефть. В направлении к нефтяной части возрастает содержание остаточной нефти, конденсата и остаточной воды. За газонефтяной контакт (ГНК) принимается глубина, выше которой относительная проницаемость для нефти равна нулю. Иногда выше ГНК может быть зона погребенной нефти. Эта зона образуется при увеличении объема газовой шапки за счет изменения термобарических условий залежи.

По относительным проницаемостям для нефти (газа) (К _пр.нг) и воды (К _пр.в) по высоте залежи выделяется четыре характерных значения водонасыщенности (К._в.св., К*_в, К _в.кр. и К**_в):

-предельно насыщенная, где К_в=К _в.св; К _пр.в=0; К _пр.нг=1;

-недонасыщенная, где К _в.св<К_в<К**_в; К _пр.в=0; К _пр.нг<1;

-переходная, где К*_в<К_в<К**_в; К _пр.в<1; К _пр.нг<1;

-остаточной нефтегазонасыщенности, где К**_в<К_в<1; К _пр.в<1; К _пр.нг=0

Недосыщенная зона. В этой зоне наряду с подвижными углеводородами и связанной водой содержится некоторое количество свободной пластовой воды. Высота недонасыщенной зоны может быть различной и зависит от строения и условий формирования залежи. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2-3 раза меньше, чем в глинистых и слоистых, где она может достигать 30-50 м. При соблюдении технологии испытаний из этой зоны получают чистые притоки нефти (газа). Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контакта.

Переходная зона. Представляет собой зону двухфазного движения пластовых флюидов. В ней относительная проницаемость для нефти (газа) и воды больше нуля и возрастает для воды вниз от 0 при К*в до 1 при К**в. Для нефти (газа) она соответственно уменьшается от 1 до 0. Подошва этой зоны соответствует отметке, где углеводороды становятся неподвижными (остаточными). Толщина зоны даже в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород и пластовых флюидов и строения коллектора. В общем случае она возрастает с уменьшением проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Следствием этого являются наблюдаемые на нефтяных месторождениях местоположения отметок ВНК в различных скважинах на 10 и более метров при горизонтальном положении уровня «зеркала воды». Неоднородность (слоистость) повышает толщину переходной зоны. Большие (по высоте) переходные зоны характерны только для раздела «нефть-вода». Высота переходной зоны на разделах «газ-вода» и «газ-нефть» при прочих равных условиях меньше, чем на разделе «нефть-вода» (рис.).

Зона остаточной нефтегазонасыщенности. К ней относится нижняя часть залежи, в которой относительные проницаемости для нефти и газа равны нулю. Максимальная нефтегазонасыщенность пород не превышает величины К**нг=1-К**в, снижаясь вниз до 0. В газовых залежах зона остаточной газонасыщенности отсутствует, так как в ней остаточный газ полностью находится в растворенном состоянии.

Рис. Схема изменения положения ВНК вследствие изменения коллекторских свойств пород и строения залежи.

Р_к- капиллярное давление в любой точке залежи,1, 2, 3- кривые К_в=ƒ(Р_к) для однородных пород с проницаемостью К_пр1, К_пр2, К_пр3; К_пр1>К_пр2>К_пр3, 4 – область двухфазного потока жидкости, ∆К*_в, ∆К**_в, интервалы изменения границ чистой нефти (К*_в) и чистой воды (К**_в) в зависимости от проницаемости пород; ∆H₁, ∆H₃ – толщины зон двухфазного потока при разных значениях К_пр.