1.6 Неравномерное распределение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов как фактор неоднородности строения нефтяных залежей.

     Под остаточной водой понимается суммарная  влага: адсорбционная, или физически  связанная, начальной капиллярности  и углов пор.

     По  вопросу о виде остаточной воды, находящейся в пористой среде  и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают неодинаковое мнение. Однако большинство из них приходят к выводу о существовании:

     -капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

     -адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной);

     -пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

     -свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхности раздела вода — нефть, вода — газ).

 

     

     ГЛАВА 2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

 

     Неоднородность  пластов можно приближенно оценить  с помощью ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи, физических свойств пород-коллекторов  и насыщающих их флюидов. В настоящее время отечественными и зарубежными исследователями предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов и строение нефтяных залежей. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро-, но и микронеоднородность пластов.

     Показатели  макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить  на две условные группы:

     -показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;

     -показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных залежей.

     Условность  такого разделения состоит в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий строения пластов применяется и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании разработки.

     К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.

     Коэффициент относительной песчанистости К_п представляет собой отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих продуктивный горизонт. При этом объемы подсчитываются в пределах линии внешнего контура нефтеносности или линии законтурных водонагнетательных скважин.

     Коэффициент относительной песчанистости пород  можно приближенно рассчитать по формуле:

       
 

     (1.1) 
 
 

     где h_i — эффективная толщина песчаников в i-й скважине; H_i — толщина горизонта в i-й скважине; N — количество скважин, пробуренных в пределах залежи.

     Чем больше число скважин, тем точнее результаты расчетов по формуле (1.1).

     Поделив числитель и знаменатель в (1.1) на число скважин N, формулу для расчета коэффициента песчанистости запишем в виде

     

     (1.2) 

     где h — средняя эффективная толщина  песчаников; Н — средняя толщина продуктивного горизонта.

     Если  К_п = 1 , то продуктивный горизонт представлен монолитным однородным пластом песчаников. Чем меньше коэффициент песчанистости, тем больше степень литолого-фациальной неоднородности. Однако по величине коэффициента песчанистости трудно судить о характере литолого-фациальной неоднородности. В связи с этим используются дополнительные коэффициенты.

     Коэффициент расчлененности представляет собой  отношение суммарного числа нефтенасыщенных пластов и пропластков, вскрытых в скважинах, к числу пробуренных скважин: 

       

     (1.3) 
 

     n — число нефтенасыщенных пластов  и пропластков, вскрытых i-й скважиной.

     Если  К_р = 1, то в составе продуктивного горизонта имеется один монолитный нефтенасыщенный пласт. Для того, чтобы выяснить, является ли этот пласт одновременно и горизонтом, или включен в горизонт в составе других пород, необходимо знать значение коэффициента песчанистости.

     Если  К_р = 1 и К_п = 1, то продуктивные горизонт сложен монолитным пластом песчаника. Если К_р = 1, а К_п < 1, то продуктивный горизонт представлен песчаником, хорошо выдержанным по площади, а в кровле и подошве горизонта имеются еще и непроницаемые породы (глины, аргиллиты, глинистые алевролиты и др.). Если К_р > 1, то это означает, что в разрезе пробуренных скважин песчаный пласт расчленен непроницаемыми породами.

     Под коэффициентом литологической связанности  или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент предлагается определять по формуле:

     

     (1.4) 
 

     где S_ci — площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; S₀ — общая площадь залежи; n_max — среднее максимальное количество песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе одного пласта.

     Несмотря  на серьезные критические замечания  в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.

     В последнее время все больше применяют коэффициент распространения К_sП, который характеризует зональную неоднородность продуктивных пластов. Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов), вычисляя отношение площади присутствия коллекторов данного зонального интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.

     Вообще  этот коэффициент определяют для  пород-коллекторов в целом. Однако, как отмечается некоторыми авторами, целесообразно для пластов, в строении которых участвуют породы-коллекторы двух литологических разностей (например, песчаники и алевролиты на Ромашкинском месторождении), вычислять коэффициенты распределения для пород каждого вида, в данном примере — для песчаников К_sп и алевролитов К_sa.

     Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой толщины с непроницаемыми породами, предложено определять коэффициент выклинивания К_л, который показывает долю толщины выклинивающихся прослоев коллекторов h_выкл от эффективной толщины h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т.е

     

     (1.5) 

     При отсутствии выклинивания прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев К_л = 1.

     Для практических целей рекомендуется  применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной толщины пласта по площади. Он определяется по формуле:

     

     (1.6) 

     Исследования  ТатНИПИнефть показали, что прерывистость  пластов могут характеризовать следующие показатели:

1. содержание коллектора и не коллектора ω в общей площади пласта;
2. средние поперечные (по отношению к направлению потока) размеры коллектора и неколлектора ,
3. частота выклинивания (или появления) пласта от скважины к скважине;
4. доля участков коллектора (по площади), изолированных от воздействия нагнетания.

     При этом доля площади, занимаемой коллектором  и не коллектором, определяется пропорционально количеству скважин. Средний размер участков коллектора или не коллектора вычисляется по формуле:

     

     (1.7) 

     где l_i — средние размеры участков отдельных групп, взятых в направлении рядов, в км; p_i — доля этих групп.

2.1.Количественная оценка реологических и фильтрационных характеристик пластовых нефтей.

     Реологические и фильтрационные характеристики пластовых нефтей зависят от их состава.

     Исследованию  состава и закономерностей изменения  физико-химических свойств нефтей и  попутных газов посвящены труды  многих исследователей. Состав и свойства нефтей изучались в связи с оценкой закономерностей размещения запасов нефти по стратиграфическим горизонтам и площади, в целях оценки путей переработки нефти и использования ее в народном хозяйстве.

     Как было показано выше, реологические  свойства нефтей зависят от состава  нефтей, содержания смол, асфальтенов, парафинов, азота, метана, этана и некоторых других компонентов. Тем не менее, в настоящее время методы проектирования и анализа разработки залежей не позволяют учесть особенности реологических свойств, вызванных составом нефтей. В задачах разработки учитываются лишь некоторые обобщающие свойства нефтей и газов, такие как вязкость, плотность, содержание растворенного и свободного газа. Это дает удовлетворительные результаты при расчете показателей разработки месторождений легких малосмолистых нефтей.

     Однако некоторые нефти в пластовых условиях проявляют структурно-механические свойства, и в связи с этим такая важная характеристика, как вязкость, остается неопределенной.

     Таким образом, при проектировании и анализе  разработки месторождений аномальных нефтей необходимо учитывать особенности проявления структурно-механических свойств. Очевидно, это возможно лишь при наличии данных об основных реологических характеристиках таких нефтей, полученных экспериментальным путем. Для решения этих задач необходимо иметь обоснованную систему реологических характеристик, позволяющую наиболее полно учесть особенности фильтрации нефти в пласте.

     В лабораторных условиях при фильтрации аномальной нефти в капилляре необходимо обязательно определять следующие параметры:

     -предельное динамическое напряжение сдвига θ;

     -напряжение сдвига предельного разрушения структуры τ_m;

     -наибольшую вязкость нефти практически неразрушенной структуры μ_о;

     -наименьшую вязкость нефти предельно разрушенной структуры μ_m.

     Для описания процессов фильтрации необходимо определять следующие реологические характеристики аномальных нефтей:

     -градиент динамического давления сдвига Н;

     -градиент давления предельного разрушения структуры Н_m;

     -коэффициент подвижности нефти практически неразрушенной структуры (k / μ)₀;

     -коэффициент подвижности нефти предельно разрушенной структуры - (k/ μ)_m.

     Определение перечисленных характеристик аномальных нефтей позволяет рассчитать возможные зоны проявления структурно-механических свойств при разработке нефтяных месторождений.

 

     ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ

3.1 Влияние неоднородности продуктивных пластов по физическим свойствам на обводнение скважин.

       Обычно  реальные продуктивные пласты состоят  из отдельных слоев с различной проницаемостью. Проницаемость пласта меняется и по площади месторождения. Причем размеры участков, имеющих различие в проницаемостях, соизмеримы с расстояниями между скважинами. Макронеоднородность пласта приводит к неравномерному вытеснению нефти водой как по разрезу продуктивного пласта, так и по площади. Вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, по малопроницаемым пропласткам продолжается процесс вытеснения нефти водой. В продукции скважин появляется вода, содержание которой увеличивается по мере подхода воды по малопроницаемым пропласткам и, наконец, достигает уровня, когда скважину эксплуатировать дальше экономически не выгодно. В этот момент эксплуатация скважины прекращается, хотя и не по всем пропласткам нефть еще вытеснена.