Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 [ 173 ] 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

о 5 10 15 20 25 <?% I-1-1-1-1-1

0 20 no 50 60 msj/o

0,3 0,6 0,9 7,2 7,5 Высота блокад h„,M

Рис. 10.35. Результаты определения по промыслово-геофизическим материалам Ф, Sh, Лбл в скважине, пробуренной в трещиноватой породе-коллекторе

высотой /гбл = 0,77 м и пористостью Ф=12% нефтенасыщенность равна нулю, т. е. они подобны блокам типа В (см. рис. 10.32).

С другой стороны, если Ф остается постоянной, Ф = 18%, а густота трещин увеличивается (что соответствует /гбл = 0,37-0,46 м), то это тоже может привести к отсутствию нефти в блоках (см. рис. 10.35, зоны 3 \i4).

Отсутствие нефтенасыщенности в зонах 3 и 4 соответствует случаям 1 и 2, приведенным на рис. 10.34. Маленькие блоки (по высоте) характеризуются меньшими нефтенасыщенностями в одних и тех же породах в результате противодействия капиллярных сил, препятствующих вытеснению воды нефтью из порового пространства.

10.4.2.2. Миграция и последующее образование трещиноватости коллектора - случай 2

В коллекторах с межзерновой пористостью при миграции различные фазы распределяются в соответствии с характеристиками пород. При наличии фациальных изменений коллектора часто наблю-

ВНК) 3

о I 100

ff I т

несртетсыщвиная зона 1-

пвреходная зона

Иг, О т

2 к2 02

Г к1<к2<кз

Рис. 10.36. Распределение насыщенности в коллекторе порового типа в зависимости от фациальной изменчивости

Рис. 10.37. Положение ВНК в трещинах после образования трещиноватости. Зона ; - вода вытесняет нефть за счет капиллярной пропитки; зона 2 - нефть вытесняет воду из матрицы

0x8.1

ckb.s

дается наличие переходной зоны, как показано на профиле рис. 10.36.

Породы на восточном крыле профиля (скв. 3) в силу наличия там мелких пор характеризуются высокими капиллярными давлениями и соответственно высокой водонасыщенностью. На западном же крыле наличие крупнопористых разностей пород соответствовало малым капиллярным давлениям, и здесь практически отсутствует переходная зона (скв. 1). Изменение размеров переходной зоны в СКВ. 1, 2 и 3 четко указывает на наличие фациального замещения с востока на запад.

Допустим, что в более позднюю геологическую эпоху коллектор был разбит трещинами и началось перераспределение жидкостей вплоть до достижения нового равновесного состояния, определяемого наличием взаимосвязей по трещинам.

В трещинах ВПК должен занять горизонтальное положение и углеводороды вынуждены перераспределяться под действием пропитки и дренирования. Схематически случай, рассмотренный выше, отражен на рис. 10.37: углеводороды, вытесняющиеся при впитывании воды, должны мигрировать вверх, в западном направлении (скв. 1), а вниз, Б восточном направлении (к скв. 3), будет вытесняться вода. За длительный период геологического времени вновь будет достигнуто равновесное состояние, и нефтенасыщенная зона будет ограничиваться положением ВНК в сети трещин. Нефтенасыщенность зоны будет зависеть от высоты и физических свойств блоков.

Если предположить, что все блоки имеют одинаковую высоту (/гбл>/гпр з), нефтенасыщенность блоков будет соответствовать капиллярной кривой. Если, например, коллектор состоит из блоков высотой Ябл (правая сторона рис. 10.38), то средняя насыщенность по разрезу каждой скважины будет функцией высоты блоков и высоты капиллярного поднятия в них. Вторая фаза миграции приве-

Рис. 10.38. Перераспределение насыщенности после образования трещин