16. Определение границ залежей, связанных с характером нефте-газо-водонасыщенности коллекторов.

Положение границ залежи определяется по керну и данным ГИС.

17. Переходная зона, причины ее образования и учет при определении границ залежей ув.

В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, ниже располагается нефть, а еще ниже - вода. 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: h=2 σвн cos θвн /(rg(ρ - ρн )),

где σвн - поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; θвн - краевой угол смачивания на той же границе; г - радиус капиллярной трубки; g - ускорение свободного падения; ρ и ρн - плотность соответственно воды и нефти.

Высота капиллярного подъема увеличивается:

при уменьшении радиуса капилляров;

при уменьшении разницы плотностей кон­тактирующих фаз;

при уменьшении краевого угла смачивания;

при увеличении поверхностного натяже­ния на границе раздела двух фаз.

В результате четкие границы между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта часто не образуются, и имеются так называемые пе­реходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения.

Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Максимову):

1 — газовая шапка; 2-зона перехода от нефти к газу; 3-нефтяная часть; IV—зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона, 1— газ; 2—нефть; 3—вода

В пределах переходной зоны фазовая проницаемость меняется по вертикали в зависимости от количественного соотношения в пределах п.з. можно выделить 3 подзоны: 1-нижняя часть переходной зоны, превалирует вода, нефти мало – она неподвижна; 2- нефть и вода в равных количествах, они подвижны; 3- подвижная нефть и неподвижная вода.

18. Обоснование положения поверхностей, разделяющих породы-коллекторы по характеру их насыщенности пластовыми флюидами.

На практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из граничных поверхностей переход­ной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переход­ной зоны в целом и отдельных ее частей.

Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой отдель­ной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и оп­робования.

По керну установить положение контакта в скважине можно при незначительной толщине переходной зоны, полном выносе керна и четком фиксировании положения контакта в керне по вне­шним признакам.

Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики.

Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны не­велика (до 2 м) и в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. 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 электромегрии (градиент-зонда) по максимуму КС. 1)За ВНК принимаем поверхность выше которой фазовая проницаемость для воды равна 0 (м.Урала-Поволжья). 2)За ВНК принимают поверхность ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна 0 (З.Сибирь).