Распределение газа, нефти и воды в резервуаре

Распределение газа, нефти и воды в природном резервуаре зависит от взаимодействия ряда факторов: соотношения плотностей флюидов, относительной насыщенности порового пространства пород каждым из них, капиллярного давления и давления вытеснения (см. стр. 421-427: глава 10, капиллярное давление, А.Ф.), гидродинамических условий в коллекторском пласте, его пористости, проницаемости и литологических особенностей. В ловушках, содержащих одновременно газ, нефть и воду, флюиды закономерно распределяются по вертикали, и каждый из них занимает в общем горизонтальный слой. Наиболее легкий из флюидов ‑ газ ‑ располагается в поровом пространстве вблизи вершины ловушки; основным флюидом, заполняющим поры в нижележащем слое, является нефть; еще ниже поровое пространство заполнено только водой. Граница между двумя последними слоями называется водо-нефтяным контактом (ВНК). В ловушках, где нефть отсутствует, а пластовые флюиды представлены только газом и водой, граница между ними называется газо-водяным контактом (ГВК).

Все сказанное выше относится к основному флкшду в каждом из слоев. Однако поровая вода присутствует в природном резервуаре повсеместно. Она может занимать от нескольких процентов до 50 % объема порового пространства, но обычно занимает 10-30 % этого объема. Вода не поступает в скважины до тех пор, пока отношение количества нефти и газа к количеству ее в породах-коллекторах не уменьшится до такой степени, что порода станет более проницаемой для воды, чем для других флюидов. Соотношение газа, нефти и воды в природном резервуаре схематически показано на фиг. 5-1, причем предполагается, что пластовые флюиды представлены здесь водой, свободным газом, нефтью с растворенным в ней газом и чистой нефтью. В целом однотипное распределение углеводородов в резервуаре по горизонтальным слоям местами нарушается. Эти нарушения, вероятно, объясняются незакономерными изменениями пористости и проницаемости, локальными тектоническими разрывами, линзовидностью коллекторов и другими аномальными условиями, которые обычно не могут быть установлены на основании имеющихся данных.

Иногда при изучении характера ВНК (водонефтяного контакта) залежи удается получить некоторые сведения о ловушке, ее геологической истории и ее влиянии на аккумуляцию нефти и газа. Например, на месторожде

Фиг. 5-1. Схематический разрез, показывающий относительное распределение газа, нефти и воды в типичном природном резервуаре (Jersey-Humble report, Committee of Reservoir Development and Operations, p. 12, Fig. 2, 1942). A ‑ поперечный разрез структуры; Б ‑ насыщенность флюидами; 1 ‑ вода; 2 ‑ нефть; 3 ‑ газ.

Фиг. 5-2. Разрез продуктивной толщи месторождения Конро в округе Монтгомери,

Техас (Michaux, Buck, in Gulf Coast Oil Fields, p. 802, Fig. 5, 1936). Общие водонефтяной и газонефтяной контакты указывают на наличие проницаемой связи между различными продуктивными песчаными пластами пачки Кукфилд в группе Клейборн (эоцен).