7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика

Водонафтовий контакт є межею, яка розділяє в пласті наф­ту і воду, і зоною тієї або іншої товщини пласта, в якій зберігаються нафта і вільна (не тільки зв'язана) вода. У міру наближення до дзеркала чистої води вміст нафти зменшується, а вміст води в пласті збільшується. Частину колектору, в межах якої спостерігається перехід від чистої нафти до чистої води, як було зазначено, називають перехідною зоною. У пісковиках з висо­кою проникністю, доброю відсортованістю і літологічною ідентичністю складових зерен розмежування нафти і води є чіткішим; у пісковиках з не­однорідним літологічним складом і поганою відсортованістю зерен перехід від нафти до води, як правило, поступовий.

Згідно з результатами численних ГДС за ВНК слід приймати таку ме­жу перехідної зони, на якій її питомий опір дорівнює критичному. Під кри­тичним опором розуміють мінімальний питомий опір пласта, за якого із пласта одержують практично безводний приплив нафти. Наприклад, для Туймазинського і Бавлінського нафтових родовищ (Росія) критичний опір дорівнює 7 Омм і відповідає нафтонасиченості пласта близько 68 %. З ура­хуванням цих значень для згаданих родовищ можна вважати, що ВНК для них знаходиться на висоті 1,1 м над дзеркалом води.

Установлено, що розподіл питомого опору в перехідній зоні відбу­вається за лінійним законом. Згідно з методикою Н.Н. Сохранова, за ВНК приймають умовну поверхню в нижній частині перехідної зони, яка відпо­відає 70 % нафтонасиченості пласта.

Проте наявність перешарування пористих і непористих порід у підошві пласта в інтервалі ВНК може ускладнити точне визначення його положен­ня за допомогою методів промислової геофізики.

Отже, в кожному окремому випадку питання про положення ВНК слід вирішувати залежно від тих або інших геологічних умов і детального про­ведення досліджень.

Дзеркало вільної води точно можна визначити лише в колекторах, в яких є пустоти і великі тріщини. У колекторах з субкапілярними і особли­во капілярними порами визначення контакту нафта—вода ускладнюється, тому що на положення його впливає проникність колектору, капілярні тиски, фазова проникність для нафти і води, поверхні натягу, величина крайового кута між рідкою фазою й породою в системі вода—нафта—поро­да та інші фактори. Фактичний контакт нафта—вода визначають як межу поверхонь середовищ, які дають у процесі випробування нафту і воду, він завжди розміщений вище (інколи значно вище) поверхні дзеркала вільної води.

ВНК не завжди горизонтальний, нерідко він має похиле положення. Це залежить від розміру і положення зони живлення, характеру проник­ності породи-колектору, динаміки підземних вод тощо. В.П. Савченко відзначав, що за малих перепадів тиску пластової води зміщення нафто­вих і газових покладів у напрямку руху води буде практично незначним.

Проте у разі несуттєвого перепаду тисків води — 0,1 кг/см² і більше, за великих розмірів покладів зміщення газових покладів у напрямку руху води може досягати декількох метрів, нафтових покладів — декількох де­сятків метрів.

На контакті газ—нафта також спостерігається перехідна зона від нафти до газу. Контакт нафта—газ — це межа сумішей вуглеводнів, подібних за фізичними властивостями, тому визначити його важче, ніж контакт наф­та—вода. Особливо важко встановити контакт газ—нафта за наявності ве­ликої газової шапки і незначної товщини нафтової облямівки.

Точне встановлення ВНК та ГВК потрібно для побудови карт ефек­тивної нафтонасиченої (газонасиченої) товщини при підрахунку запасів нафти і газу. Найретельніше положення ВНК і ГВК слід визначати в поло­гих структурах з невеликою висотою покладів нафти (газу), тому що навіть невелика помилка впливає на точність підрахунку запасів нафти. Зауважи­мо, що наявність у пісковиках тонких прошарків глин сильно утруднює визначення положення ВНК і ГВК різними методами.

У зв'язку з цим для точного визначення положення ВНК і ГВК по­трібно провести такий комплекс робіт:

• промислове дослідження свердловин; при цьому слід мати на увазі, що ВНК і ГВК мають знаходитися між нижнім інтервалом перфорації в свердловині, яка дала під час випробування 100 % нафти (газу), і верхнім, який дав 100 % води; швидке збільшення кількості води у свердловині після вступу її до експлуатації може вказувати на те, що свердловина зна­ ходиться в межах водонафтової зони (якщо немає даних щодо впливу інших факторів, частково щодо появи конуса води);

• вивчення керна; в керні можна визначити наявність нафти і води і їх взаємне положення;

• електричний і радіоактивний каротаж.

Для визначення контакту газ—нафта будують карти ізоліній газового фактора по свердловинах. Методами інтерпретації і екстраполяції знахо­дять ізолінію, яка відповідає 100%-му видобутку газу, приймають її за кон­тур газоносності і виходячи з цього визначають контакт газ—нафта.

Для вивчення положення ВНК у межах покладу нафти, а також побу­дови меж нафтоносності (положення зовнішнього і внутрішнього контурів нафтоносності) і карт ефективної нафтонасиченості пласта корисно скла­дати карти поверхні ВНК в ізолініях.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Схарактеризуйте фізико-хімічні властивості нафти.

2. Який елементний та ізотопний склад нафти і газу?

3. Які фізичні властивості нафти?

4. Які існують класифікації нафт?

5. Схарактеризуйте фізико-хімічні характеристики природних газів.

6. Схарактеризуйте фізичні властивості газів.

7. Схарактеризуйте фізичні властивості пластових вод.

8. Дайте хімічну характеристику пластових вод.

9. Які існують хімічні класифікації пластових вод?

10. Що лежить в основі хімічної класифікації пластових вод В.А. Суліна?

11. Якою є промислова класифікація вод?

12. Що таке крапова (контурна) вода?

13. Що таке підошовна вода і в яких покладах вона трапляється?

14. Що таке зовнішній і внутрішній контури нафтоносності (газоносності)?

15. Що таке водонафтовий контакт (ВНК)?

розділ :

ЕНЕРГЕТИЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ РОДОВИЩ