Распределение газа, нефти и воды в резервуаре

Распределение газа, нефти и воды в природном резервуаре зависит от взаимодействия ряда факторов: соотношения плотностей флюидов, относительной насыщенности порового пространства пород каждым из них, капиллярного давления и давления вытеснения (см. стр. 421-427: глава 10, капиллярное давление, А.Ф.), гидродинамических условий в коллекторском пласте, его пористости, проницаемости и литологических особенностей. В ловушках, содержащих одновременно газ, нефть и воду, флюиды закономерно распределяются по вертикали, и каждый из них занимает в общем горизонтальный слой. Наиболее легкий из флюидов ‑ газ ‑ располагается в поровом пространстве вблизи вершины ловушки; основным флюидом, заполняющим поры в нижележащем слое, является нефть; еще ниже поровое пространство заполнено только водой. Граница между двумя последними слоями называется водо-нефтяным контактом (ВНК). В ловушках, где нефть отсутствует, а пластовые флюиды представлены только газом и водой, граница между ними называется газо-водяным контактом (ГВК).

Все сказанное выше относится к основному флкшду в каждом из слоев. Однако поровая вода присутствует в природном резервуаре повсеместно. Она может занимать от нескольких процентов до 50 % объема порового пространства, но обычно занимает 10-30 % этого объема. Вода не поступает в скважины до тех пор, пока отношение количества нефти и газа к количеству ее в породах-коллекторах не уменьшится до такой степени, что порода станет более проницаемой для воды, чем для других флюидов. Соотношение газа, нефти и воды в природном резервуаре схематически показано на фиг. 5-1, причем предполагается, что пластовые флюиды представлены здесь водой, свободным газом, нефтью с растворенным в ней газом и чистой нефтью. В целом однотипное распределение углеводородов в резервуаре по горизонтальным слоям местами нарушается. Эти нарушения, вероятно, объясняются незакономерными изменениями пористости и проницаемости, локальными тектоническими разрывами, линзовидностью коллекторов и другими аномальными условиями, которые обычно не могут быть установлены на основании имеющихся данных.

Иногда при изучении характера ВНК (водонефтяного контакта) залежи удается получить некоторые сведения о ловушке, ее геологической истории и ее влиянии на аккумуляцию нефти и газа. Например, на месторожде

Фиг. 5-1. Схематический разрез, показывающий относительное распределение газа, нефти и воды в типичном природном резервуаре (Jersey-Humble report, Committee of Reservoir Development and Operations, p. 12, Fig. 2, 1942). A ‑ поперечный разрез структуры; Б ‑ насыщенность флюидами; 1 ‑ вода; 2 ‑ нефть; 3 ‑ газ.

Фиг. 5-2. Разрез продуктивной толщи месторождения Конро в округе Монтгомери,

Техас (Michaux, Buck, in Gulf Coast Oil Fields, p. 802, Fig. 5, 1936). Общие водонефтяной и газонефтяной контакты указывают на наличие проницаемой связи между различными продуктивными песчаными пластами пачки Кукфилд в группе Клейборн (эоцен).

Пропуск стр. 146-147

Вода

Воды, ассоциирующие с нефтяными и газовыми залежами, называются водами нефтяных месторождений (oil-field waters) [5]. Скважины, вскрывшие перспективно нефтегазоносные пористые породы и показавшие при испытании только воду или воду с непромышленными количествами нефти и газа (т.е. скважины, которые не обнаружили нефтяную или газовую залежь), называются сухими, водяными или непродуктивными (dry holes, wet wells, clusters, failures). Как уже было отмечено ранее, нижняя поверхность расположенной вниз по падению слоев границы большинства нефтяных и газовых залежей представляет собой водо-нефтяной или газо-водяной контакт. Свободные воды, окружающие залежь и заполняющие поровое пространство пород ниже залежи и вокруг нее, называются подошвенными или краевыми водами в зависимости от их положения

Фиг. 5-6. Схематический разрез, показывающий положение подошвенных и краевых вод относительно нефтяной залежи.

О скважине говорят, что она прошла залежь нефти и вскрыла подошвенные воды или что она не попала в залежь нефти и вскрыла краевые воды.

относительно залежи. Соотношение краевых и подошвенных вод с залежью показано на фиг. 5-6.

По мере снижения дебитов нефти и газа из большинства скважин начинает поступать все увеличивающееся количество свободной воды. Это поровые, подошвенные или краевые воды. На некоторых залежах вода поступает вместе с нефтью из скважин уже на ранних стадиях эксплуатации, в других же случаях нефть никогда не сопровождается сколько-нибудь заметным количеством воды. Пластовые воды в вышележащих толщах, изолированные от природного резервуара, содержащего нефть или газ, называются верхними водами. Воды из водоносных формаций, залегающих между продуктивными горизонтами, называются промежуточными.

Аномальной в этом отношении является залежь Мьюзик-Маунтин в Пенсильвании (см. стр. 286-287: прибрежные бары и фиг. 7-17). Здесь было добыто 5 млн. баррелей нефти, и, хотя в настоящее время залежь почти выработана, ни одна из скважин так и не дала свободной воды. Природный резервуар представляет собой песчаное тело рукавообразной формы; никаких данных о содержании поровой воды в песчаниках нет. В Аппалачском регионе встречаются и другие залежи, на которых не было установлено краевых или свободных вод. Это, например, месторождение Кабин-Крик [6], залежь Копли [7], залежи Гриффитсвилл, Гранни-Крик и Робинсон-Синклайн [8] в Западной Виргинии.