Материал: высокополярные нефти

СПБГУАП группа 4736

минерализации воды (при низком поверхностном натяжении между водой и нефтью), следовательно, можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильнощелочные воды,

последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

В газовом коллекторе сильно минерализованные остаточные воды не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольвати-

рующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя толщина слоя равновесной пленки слабо минерализованной воды на по-

верхности кварца на границе с воздухом составляет 50 нм. Установлено, что общее количество остаточной воды возрастает с уменьшением проницаемости пород (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости песчано-алевритовых коллекторов (по А.А.Ханину)

Были попытки установить аналитическую зависимость между водо-

насыщенностью, проницаемостью и пористостью. Один из вариантов при-

ближенной зависимости для различных типов коллекторов представлен ниже:

для песков

(6.1)

6

СПБГУАП группа 4736

для песчаников

(6.2)

для известняков

(6.3)

где: S–насыщенность;

К0–абсолютная проницаемость; m0–открытая пористость.

6.2. Методы определения остаточной воды в коллекторах

Практикой исследования остаточной водонасыщенности кернов установлена необходимость парафинизации его непосредственно на буровой во избежание испарения воды и нефти в процессе транспортировки его до лаборатории. Были проведены работы по доставке поднятого керна в закрытых сосудах под слоем нефти. В том и другом случае наиболее достоверные результаты по определению количества остаточной воды получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов на нефтяной основе.

В отраслевых стандартах были отработаны приемы, нормы и требования по методике определения водонефтенасыщенности пород. Для этих целей была создана стандартизованная аппаратура. До сих пор наиболее представительными являются результаты по определению нефтеводонасыщенности кернов в аппаратах Закса. При отсутствии кернов

(не планировался отбор, был разрушен в процессе бурения) пользуются результатами геофизического каротажа, которые, кстати, сопоставляются с керновыми данными, и на базе этого выводятся для определенных типов коллекторов количественные связи (т.е. опосредствуются показатели геофизические через лабороторные данные по керновому материалу).

В лабораториях физики пласта пользуются для определения остаточной воды методом полупроницаемых перегородок (приближенно) и методом центрифугирования. По результатам этих исследований строят кривые

7

СПБГУАП группа 4736

капиллярное давление - водонасыщенность (рис. 6.3), а по обобщению большого числа исследований - кривые зависимости водонасыщенность -

проницаемость - капиллярное давление (рис. 6.4).

Рис. 6.3. Кривые зависимости капиллярное давление – водонасыщенность

Рис. 6.4. Изменение водонасыщенности образцов в зависимости от проницаемости пород при различных значениях капиллярного давления

Результаты исследований используются как в объяснении природы генетических процессов образования залежей, в геометризации переходных зон, так и в проектировании технологий нефтедобычи,

8

СПБГУАП группа 4736

6.3. Характеристика переходных зон

В геологической и нефтепромысловой практике часто под водонефтяным контактом (ВНК) понимают различной толщины переходные зоны (ПЗ). Как было указано выше, толщина их может колебаться в широких пределах. Строение этих зон и распределение в них воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами,

которые, в свою очередь, зависят от свойств и состава пород и физико-

химических свойств пластовых жидкостей. В песчаниках высокой отсортированности зерен, с высокой проницаемостью толщина ПЗ не превышает нескольких десятков сантиметров.

Состояние свободной и связанной воды в ПЗ определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород.

Для оценки размера и строения ПЗ, кроме геофизических методов используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления. Обобщенно поведение кривой водонасыщенности у ВНК (ПЗ) можно представить рис. 6.5.

Рис. 6.5. Схема изменения водонасыщенности пород по вертикали В практических случаях характер переходных зон у ВНК может быть

более сложным вследствие постояной неоднородности, характера и динамизма всего водонапорного бассейна (законтурной зоны). Иногда ВНК имеет наклонное положение.

9

СПБГУАП группа 4736

Для приближенной оценки распределения нефти и воды в ПЗ можно использовать формулу

(6.4)

где: Рк - капиллярное давление;

в и н – соответственно плотности пластовой воды и нефти; g - ускорение свободного падения.

Очевидно, что высота (толщина) ПЗ на контакте нефть – газ должна быть меньше, чем у ВНК.

6.4. Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод:

1)плотность;

2)вязкость;

3)объемный коэффициент;

4)сжимаемость;

5)коэффициент теплового расширения.

Плотность пластовой воды возрастает с увеличением концентрации соли. Известны россолы с концентрацией солей до 642, 8 кт/м3, плотность которых достигает 1450 кг/м3.

Зависимость плотности воды в от количества растворенного мине-

рального комплекса Q приближенно можно проследить по табл. 6.1 для тем-

пературы 15°С.

Таблица 6.1. Изменение плотности воды от количества растворенной соли

Пластовые воды месторождений Западной Сибири характеризуются слабой минерализацией (в отличие от месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). Содержание солей в них колеблется в пределах от 10 до 17 г/л. Плотность вод при этом меняется от 1008 до 1012 кг/м3.

10