Что такое переходная зона в нефтяной залежи

Переходная водонефтяная зона

ПЕРЕХОДНАЯ ВОДОНЕФТЯНАЯ ЗОНА (а. water-oil transition zone; н. Ol-Wasser-Zone; ф. zone de transition eau-huile; и. zona transitoria de agua-oil) — примыкающая к водонефтяному контакту часть объёма нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у зеркала воды до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до 10-15 метров в низкопроницаемых неоднородных пластах, достигая в отдельных случаях нескольких десятков метров. Толщина переходной водонефтяной зоны зависит от коллекторских свойств пласта и физико-химических характеристик нефти и воды. В отличие от остаточной воды в нефтяной части залежи вода переходной водонефтяной зоны подвижна в условиях разработки нефтяных пластов. При опробовании переходной водонефтяной зоны в продуктивных скважинах получают совместный приток нефти и воды, доля воды в притоке изменяется вверх по интервалу опробования от 100% до нуля. При подсчёте запасов за положение условного водонефтяного контакта принимается крайняя верхняя отметка переходной водонефтяной зоны. В случае большой толщины переходной водонефтяной зоны она может выделяться как самостоятельный объект подсчёта запасов и разработки.

Возникновение переходной водонефтяной зоны связано с удержанием воды, вытесняемой нефтью в ходе формирования залежи, поверхностными силами на границе нефть-вода в порах или же с капиллярным впитыванием воды в нефтенасыщенный пласт. Толщина переходной водонефтяной зоны пропорциональна межфазному натяжению на границе нефть-вода и приблизительно обратно пропорциональна корню квадратному из проницаемости, поэтому толщина переходной водонефтяной зоны больше в малопроницаемых пластах, чем в высокопроницаемых. Фактическое распределение водонасыщенности в переходной водонефтяной зоне определяется либо по комплексу промыслово-геофизических исследований, либо расчётным путём по данным капиллярометрического исследования керна методами полупроницаемой мембраны или центрифугирования. В газовых залежах в области газо-водяного контакта также образуется переходная газо-водяная зона, толщина которой обычно в 2-3 раза меньше, чем толщина переходной водонефтяной зоны в пластах той же проницаемости, поскольку разность плотностей газа и воды больше, чем нефти и воды.

Источник

Переходная водонефтяная зона

В ходе формирования залежей углеводородов образуемая нефть вытесняет воду, которая удерживается на границе двух сред поверхностными силами. Также проникновение воды к нефтяному пласту может происходить в результате ее капиллярного впитывания. Образуемая таким образом зона называется переходной водонефтяной.

Переходная водонефтяная зона представляет собой некоторую часть объема нефтеносного пласта с показателем водонасыщенности от стопроцентного до неснижаемого неснижаемого значения. Этот показатель взрастает по восходящему направлению от поверхности воды до границы геологического разреза, представленного чисто нефтью. Толщина этого переходного объема может колебаться в значительных пределах и определяется комплексом факторов, включающих коллекторские свойства пласта и физико-химические параметры пластовых вод и нефти.

Показатель толщины описываемой зоны пропорционален значению межфазного натяжения на границе сред и обратно пропорционален квадратному корню из показателя проницаемости пород. Таким образом, как правило, в пластах с низкой проницаемостью толщина переходной зоны больше, чем в породах с высоким показателем проницаемости. В первом случае она может достигать 10-15 метров и более, в то время как во втором – ограничиваться всего несколькими десятками сантиметров.

Определение толщины переходной водонефтяной зоны с распределением показателя водонасыщенности производится путем проведения различных промыслово-геофизических исследований. Кроме того, для этой цели могут применяться расчетные методики, основанные на данных капиллярнометрического изучения образцов керна.

При формировании залежей природного газа также может происходить формирование подобной зоны, которая однако составляет 30-50% толщины водонефтяной переходной зоны при аналогичных показателях проницаемости пласта. Это обусловлено тем, что разность плотности воды и газа существенно больше такой разницы для воды и нефти.

Отличием переходной водонефтяной зоны от остаточной воды в нефтяной части залежи является ее подвижность в ходе разработки месторождения. В ходе опробования в данных условиях наблюдается совместный приток воды и нефти, причем доля воды по интервалу опробования снизу вверх снижается от ста процентов до нулевого значения. В ходе исследований месторождения для его определения запасов положением условного водонефтяного контакта считается самая верхняя отметка водонефтяной переходной зоны. В некоторых случаях, когда толщина переходной зоны достаточно велика, ее выделяют в самостоятельный объект как для расчета запасов, так и для последующей разработки.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

Источник

Практические аспекты моделирования переходных нефтеводонасыщенных зон в терригенных коллекторах западной сибири по данным анализа керна и геофизических исследований скважин

Е.О. Беляков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: переходная зона, смачиваемость, нефтенасыщенность, остаточная водонасыщенность, капиллярные кривые, гидрофобный коллектор

В работе рассмотрены особенности строения глубоководных каналов на примере месторождений НГО. Целью работы являлось повышение уровня согласованности данных для уточнения прогнозных характеристик расчетов.
На основе анализа керновых данных, данных интерпретации геофизических исследований и фактических данных работы скважин составлено обоснование концепции аградационной последовательности нескольких каналов с латеральной миграцией, которая легла в основу корректировки геологической модели с целью исключения методов не физичной адаптации.
Результаты данной работы могут быть использованы для подобных геологических объектов с целью более качественных расчетов входных и накопленных параметров добычи, проектировании системы поддержания пластового давления и заканчивания скважин.

Practical aspects of modeling of transition zones in clastic reservoirs of West siberia according to the core and Well logging

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2018, no. 1(7), pp. 38-43

E.O. Belyakov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: transition zone, wettability, oil saturation, residual water saturation, capillary curves, hydrophobic reservoir

Estimation of oil saturation transition zones is an important task when building a geological and hydrodynamic mod- els of deposits. The main purpose of this article is to systematize the practical aspects of modeling of transition zones with respect to the significant determining factors which helps to adapt the resulting model to a specific oil reservoir.

Введение

Основные алгоритмы оценки нефтенасыщенности переходных зон по данным анализа керна и геофизических исследований скважин (ГИС) рассмотрены в работах [1–12], однако большинство типовых подходов не всегда учитывают петрофизические особенности конкретных отложений, что может привести к существенной неопределенности получаемых результатов.

Моделирование переходных зон

В общем случае можно выделить следующие этапы построения моделей переходных зон:

На практике чаще всего используется относительно небольшое число математических закономерностей, позволяющих описать капиллярную модель. Обычно в качестве входных параметров используются значения текущей водонасыщенности Кв, капиллярного давления pк или расстояние от ЗЧВ ΔH, а также величины абсолютной газопроницаемости kпр, открытой пористости Кп, отношения kпр/Кп или остаточной водонасыщенности Кво. Вместе с тем выбор той или иной модели часто обусловлен не объективными факторами, а основывается на предпочтениях и опыте конкретного специалиста. При этом настройка модели осуществляется путем подбора соответствующих констант математических выражений (или их зависимостей от других определяющих факторов) на основании керновых данных или результатов интерпретации ГИС. Графическое представление капиллярной модели, которая настраивается на результаты капилляриметрии образцов керна, целесообразно выполнять в поле координат Кв – kпр (или kпр/Кп), а шифром кривых принимать величину рк, поскольку данный параметр в рамках конкретной лаборатории принимается в виде фиксированного значения (рис. 1). После подбора коэффициентов вид графического представления капиллярной модели может варьироваться в зависимости от расположения координатных осей.

Калибровочные данные (анализа керна, ГИС, испытаний) можно использовать как для настройки капиллярных моделей, так и для их оценки. Очевиден интерес получения статистически значимой информации об эффективности получаемых моделей в различных отложениях, приуроченных к разным стратиграфическим единицам и площадям, т.е. если одни и те же модели систематически показывают лучшие результаты, чем другие, то это дает основание для постоянного выбора более достоверных математических выражений. В случае, если степень достоверности моделей не имеет систематического характера, а определяется типом отложений, то целесообразно привязать выбор той или иной модели к соответствующему типу согласно стратиграфической, фациальной, литологической принадлежности, текстурным параметрам и др.

Для перехода к координатам Кв – ΔН обычно используется следующий методический подход. Пересчет капилляриметрической кривой (фактической или теоретической) в кривую зависимости Кв от высоты 3ВЧ изучаемого интервала разреза над уровнем нулевого капиллярного давления на практике осуществляется по формуле, полученной из уравнения Лапласа

где pкн-в – капиллярное давление на границе раздела нефти и воды, МПа; в, н – плотность соответственно воды и нефти при пластовой температуре, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

На практике данное выражение применяют для гидрофильных и преимущественно гидрофильных пород, в которых pк принимает положительное значение, т.е. подразумевается, что переходная зона локализована полностью над ЗЧВ. Если поверхность породы преимущественно гидрофобная, то на границе раздела нефти и воды капиллярное давление принимает отрицательные значения, что отражается в виде локализации нефтенасыщенных капилляров ниже поверхности условного ЗЧВ (рис. 2).

рис. 1. Варианты графического представления обобщенной модели фильтрационно-емкостных свойств (Е.О. Беляков и др., 2014)

Строение переходной зоны в изначально гидрофобизированном коллекторе подробно рассмотрено в работе [7], где предусмотрено наличие естественных гидрофобных породообразующих минералов, что требует соответствующего анализа для конкретных нефтяных залежей. В этом случае при площадной изменчивости показателя смачиваемости отбивка положения ЗЧВ может быть недостоверной, так как в практике положение данной границы принимается ниже ВНК, что некорректно для пород с показателем смачиваемости M

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

E.O. Belyakov. Practical aspects of modeling of transition zones in clastic reservoirs of West siberia according to the core and Well logging (In Russ.), PRONEFT». Professional’no o nefti, 2018, no. 1(7), pp. 38-43.

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник

Что такое переходная зона в нефтяной залежи

О переходной зоне и определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям

В № 2 журнала «Геология нефти и газа» за 1959 г. была помещена статья В.С. Мелик-Пашаева «О так называемой переходной зоне при определении водонефтяного контакта». В статье совершенно справедливо отмечается огромное значение, которое приобретает знание положения водонефтяного контакта при подсчете запасов нефти и разработке месторождений, особенно платформенного типа. Однако, рассматривая переходную зону с целью определения ВНК, В.С. Мелик-Пашаев допускает ряд неточностей, которые приводят к неправильным выводам в отношении оценки ВНК по геофизическим данным.

В связи с важностью затронутого вопроса нам кажется целесообразным более подробно остановиться на вопросе переходной зоны и выделения ВНК по геофизическим данным.

Указание на наличие переходной зоны в разрезе продуктивных пластов встречается как в нашей, так и иностранной специальной литературе.

М. Маскет, например, указывает, что если бы влияние гравитационных сил было неограниченным, то вся реликтовая вода, содержащаяся в нефтяных и газовых месторождениях зоны, стекла бы вниз к подошве подземного резервуара и образовала бы резкую горизонтальную плоскость разграничения с вышележащей нефтью.

Однако благодаря капиллярным силам естественные нефтяные подземные резервуары не имеют описанного распределения жидкостей. Естественное разделение жидкостей по удельным весам не является полным или резким.

Выделение переходной зоны в продуктивных пластах возможно только при помощи измерений, которые в каждой точке прямо или косвенно определяют водонефтенасыщение. К таким исследованиям относятся некоторые геофизические измерения в скважине, особенно электрокаротажные. Рассмотрение большого количества электрокаротажных диаграмм показало, что почти во всех случаях, когда скважина вскрывает продуктивный пласт, в подошве которого имеется полностью водоносная часть, наблюдается постепенное изменение удельного сопротивления от водоносной части к предельно нефтенасыщенной, что указывает на постепенное изменение нефтенасыщения в этой части пласта.

За существование переходной зоны убедительно говорят также результаты лабораторных исследований образцов песчаника по методу капиллярного вытеснения воды газом.

Математическая обработка результатов лабораторного исследования образцов песчаника из 17 скважин Серафимовского и Бавлинского месторождений показала, что зависимость между водонасыщенностью К_в и давлением вытеснения Р при Р₀

В случае статического равновесия воды и нефти в однородном пласте песчаника давление вытеснения пропорционально разности гидростатических напоров воды и нефти, а уравновешивающее его капиллярное давление пропорционально капиллярному давлению, уравновешивающему давление вытеснения в лабораторном опыте.

Поэтому, подставляя в (1) вместо Р выражение

Полагая коэффициент b постоянным и перенося начало координат в точку z0, получим окончательное выражение для водонасыщенности в переходной зоне однородного нефтяного пласта при z

Кривая К_в переходной зоны, построенная по средним значениям А и m для Туймазинского и Бавлинского месторождений (по 17 скважинам A* = 0,33; m* = 1,8), приведена на рис. 1.

Из рассмо трения кривой К_в и выражения (3) видно, что в начале переходной зоны нефтенасыщенность быстро растет с увеличением высоты z; на высоте 1 м нефтенасыщение достигает 60-70%; затем нефтенасыщение постепенно увеличивается до значения 1-К_ов. Для оценки удельного сопротивления переходной зоны используем широко применяемую зависимость между коэффициентом увеличения сопротивления Q и коэффициентом водонасыщенности К_в:

Подставляя (4) в (3), получим выражение

В большинстве случаев отношение n/m = 1, поэ тому практически можно считать, что удельное сопротивление переходной зоны изменяется пропорционально высоте z:

На рис. 1 приводится кривая переходной зоны, построенная по кривой К_в и (4). Как видно, кривая близка к прямой линии. Очень важно отметить также, что удельное сопротивление заметно изменяется даже в той части переходной зоны, где изменение водонасыщенности мало заметно.

На этом же рисунке по кривой К_в и данным, приведенным в [3], построена кривая зависимости коэффициента от водонасыщенности переходной зоны. Приблизительно такой же характер имеет и кривая.

Рассмотренные кривые удельного сопротивления и позволяют выделить переходную зону, отбить зеркало воды (точка А) и положение ВНК.

В связи с тем, что резкого раздела между водоносной и нефтеносной частями пласта нет, понятие ВНК является как бы условным. Но совершенно очевидно, что положение ВНК должно находиться в интервале переходной зоны. По нашему мнению, за ВНК целесообразно принять такой уровень переходной зоны, на отметке которого нефтенасыщение и удельное сопротивление становятся равными критическому. За величину критического сопротивления на данном месторождении можно принять наименьшее сопротивление пласта, при котором в первоначальный период эксплуатации получают приток практически безводной нефти. Для Туймазинского и Бавлинского месторождений приток практически безводной нефти из пласта Д _I известен только при удельном сопротивлении пласта больше 7 ом м, за исключением отдельных случаев. Следовательно, для этих месторождений критическое сопротивление равно 7 ом м (= 10), которое согласно (4) соответствует водонасыщенности пласта К_вкр

70%), что значительно больше остаточной водонасыщенности (5 +20%).

Таким образом, ВНК разделяет переходную зону на две части; нижняя часть (рис. 1) не входит в подсчет запасов нефти. Неучтенные запасы нижней части зоны приблизительно компенсируются тем, что при подсчете запасов верхней части переходной зоны мы завышаем их на величину (рис. 1), полагая, что нефтенасыщенность в ней равна средней нефтенасыщенности нефтяного пласта. Как показали подсчеты, для средней кривой К_в на рис. 1 эта компенсация выполняется при = 1 м. Совпадение величин , полученных по критическому сопротивлению и по условию компенсации, указывает на целесообразность определения условного ВНК по критическому сопротивлению на кривой сопротивления переходной зоны. При этом необходимо помнить, что значенияи для различных коллекторов могут значительно изменяться по величине.

При отбивке ВНК по геофизическим данным многие геофизики и геологи не учитывали как характер изменения нефтенасыщенности в переходной зоне, так и характер связи геофизических параметров с нефтенасыщенностью.

Это привело к тому, что положение ВНК определялось по-разному и неправильно. Так, например, определение ВНК по электрокаротажу проводилось:

а) по кровле переходной зоны, выделенной по кривой сопротивления (рис. 3, 1);

б) по максимуму на кривой большого подошвенного градиент-зонда (рис. 3, 2);

в) по середине переходной зоны (рис. 3);

г) по подошве переходной зоны (рис. 3).

На рис. 3 видно, что во всех указанных вариантах мы получаем различные положения ВНК, ни одно из которых не соответствует фактическому ВНК. Ошибка определения ВНК при этом может быть большой.

При отбивке ВНК по кровле вся нефть, заключенная в переходной зоне, исключается из подсчета запасов. Максимум кривой КС и середина переходной зоны в большинстве случаев не соответствуют положению ВНК, так как удельное сопротивление в середине переходной зоны значительно больше критического и положение максимума зависит не только от параметров переходной зоны, но и окружающих пород.

Отбивка ВНК по подошве переходной зоны неверна, так как нефтенасыщенность в этой точке равна нулю. Ошибки, полученные при определении ВНК по геофизическим данным, по-видимому, и послужили В.С. Мелик-Пашаеву для заключения о трудности определения ВНК по геофизическим данным.

1. Между водоносной и нефтеносной частями продуктивного пласта существует переходная зона, которую необходимо учитывать при определении положения ВНК.

2. В переходной зоне однородных пластов нефтенасыщение изменяется от нуля до 1-К_ов по приближенному закону

В неоднородных пластах распределение нефти и воды в переходной зоне значительно усложняется; поэтому этот вопрос требует дополнительного изучения в дальнейшем.

3. За ВНК следует считать точку переходной зоны с критическим сопротивлением. Эта точка для месторождений Башкирии и Татарии расположена на 1-1,5 м выше зеркала воды.

4. Самыми эффективными методами выделения переходной зоны и отбивки положения ВНК являются геофизические методы, особенно электрокаротаж, в комплексе с определенным минимумом керна.

1. Альпин Л.М., Кулинкович А.Е. Отчет по теме «Теория каротажа по методу сопротивлений для пластов с проникновением раствора». ВНИИГеофизика, 1959.

2. М. Маскет. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953.

3. Бланков Е.Б. Отчет опытно-методической партии 7/58 «Освоение и внедрение новой техники и методики радиоактивного каротажа». Бугульма, 1959.

Рис. 1. Кривые зависимости коэффициента водонасыщения К_в, отношения удельного сопротивления переходной зоны к удельному сопротивлению водоносного песчаника эффекта наведенной активности от высоты z над подошвой переходной зоны.

Рис. 2. Выделение переходной зоны и определение ВНК по данным радиометрического и электрического каротажа. Скв. 483, Бавлы.

См. подпись к рис. 1.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Изучение положения водонефтяных контактов в залежах с подошвенной водой

Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей в пористой среде. Это проявляется в том, что в продуктивных пластах содержится определенное количество остаточной воды, а также в сложном распределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения. Значение капиллярного подъема h
определяется уравнением:

Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности kв = 1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в пористой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности kн возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений, близких к предельному (0,86).

Уровень I соответствует подошве переходной зоны, а уровень II — ее кровле. Кривые 3, 4 на рис. 23 характеризуют зависимость фазовой проницаемости в переходной зоне от насыщенности нефтью и водой.
По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три части.

Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1-1,4м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах.

ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения. При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК.

Верхняя граница переходной зоны проводится на диаграммах электрометрии (градиент-зонда) по максимуму КС (рис. 24).

Выделение по данным электрометрии граничных поверхностей с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), равной нулю, осуществляется путем установления соответствующих им критических значений сопротивления рккр. Значение рккр зависит от свойств коллектора, в частности от его пористости, и для каждой залежи обосновывается исходя из результатов поинтервального опробования водонефтяной зоны в скважинах с высоким качеством цементирования.

Однако в случаях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным методом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специальным пакерным устройством Наиболее результативно поинтервальное опробование пластов в обсаженных скважинах.

Внешний контур является границей залежи. Между внешним и внутренним контурами располагается приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть.

При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 26), захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т.д.

Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс.

Источник