vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поверхности в точке G ниже, чем в точке F. Небольшое различие в плотностях нефти и воды приводит к тому, что наклон водо-нефтяного контакта становится большим, чем наклон потенциометрической поверхности, но направление этих наклонов совпадает. Вода продолжает двигаться, а нефть остается в положении статического равновесия. Степень

наклона водо-нефтяного контакта может быть выражена уравнением где pw и ро - плотности воды и нефти, dZ/dl - наклон водо-нефтяного контакта, dh/dl

- наклон потенциометрической поверхности. Если последняя величина известна, можно рассчитать наклон ВНК. На фиг. 12-15 показана номограмма для графического определения угла наклона ВНК при различных значениях наклона потенциометрической поверхности и различных значениях плотности нефти. В нижней части фигуры приведен порядок величины скорости водного потока для различных значений проницаемости песчаных коллекторов. На графике видно, что угол наклона увеличивается с увеличением плотности нефти. Для легких нефтей и газов наклон этот относительно невелик.

Векторная диаграмма фиг. 12-16 показывает, что тяжелые нефти характеризуются большим наклоном при одном и том же гидродинамическом градиенте. В

гидростатических условиях поверхность водо-нефтяного контакта горизонтальна, т.е.

направлена под прямым углом к вертикальному направлению сил всплывания.

Фиг. 12-14. Схематический разрез, показывающий соотношения между наклонами плоскости ВНК и потенциометрической поверхности.

Стрелками показано направление движения воды.

Литологические и стратиграфические барьеры¹

Литологическими барьерами (экранами) называются такие препятствия на пути

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

миграции нефти и газа, которые связаны с уменьшением проницаемости латерально вверх по восстанию пластов. Эти барьеры могут быть как самостоятельными ловушками, так и дополнительными факторами, способствующими удержанию нефти

¹Данный раздел в английском оригинале называется «Stratigraphic Barriers». Это требует пояснения. А. Леворсен, как и другие американские авторы, называет ловушки выклинивания коллекторов (не связанного с экранированием тектоническими разрывами) стратиграфическими. В

СССР среди такого рода ловушек различают собственно литологические, связанные с фациальным, первичным выклиниванием коллектора (или потерей породой коллекторских свойств), и стратиграфические, связанные с перерывами в седиментации и обусловленные вторичными выклиниваниями пластов.

Соответственно «стратиграфические барьеры» (экраны) А. Леворсена отвечают нашим литологическому (в одних случаях) и стратиграфическому (в других случаях) выклиниванию. -

Прим. ред.

Фиг. 12-15. Номограмма для определения угла наклона водонефтяного контакта для различных наклонов потенциометрической поверхности и различной плотности нефти (в градусах API) (G.А. Hill, неопубликованное сообщение). Внизу приведены величины скорости движения воды для различных значений проницаемости песчаников (K - в миллидарси).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фиг. 12-16. Векторная диаграмма, показывающая влияние гидродинамических условий на различные нафтиды.

Гидродинамические силы (ρw×g×dh/dl) характеризуются векторами,

параллельными пластам (BF, CG, DH), соответственно для нефтей с плотностями 40°API (0,934) и 20°API (0,825) и для газа. Силы плавучести характеризуются вектором,

направленным вертикально вверх. Его величина варьирует в соответствии с изменением разницы в плотностях воды и нефти (ρw-ρо)g. Чем больше разница в плотностях, тем больше и силы плавучести. AD - вектор плавучести для газа (плотность 80°API) в водной системе; АС - вектор всплывания для нефти плотностью 40°API; AB - вектор всплывания для нефти плотностью 20°API. При совместном действии гидродинамических сил и сил плавучести результирующими векторами для нефтей с плотностью 20 и 40°API и газа с плотностью 80°API являются соответственно векторы AF, AG и АН. Плоскости водонефтяных контактов (JO, KN и LM) перпендикулярны этим результирующим векторам.

и газа в ловушках других типов. Фациальные изменения, трансгрессивное залегание слоев,

вторичная цементация, растворение, трещиноватость - все это может привести к изменениям проницаемости коллектора, отражающимся тем или иным образом на залежи нефти и газа. Чтобы образовался литологический экран, совсем не обязательно полное исчезновение проницаемости. Даже небольшое уменьшение проницаемости может привести к такому повышению входного капиллярного давления, что подобный участок становится барьером, приостанавливающим дальнейшее движение нефти и газа. [Возникает ловушка выклинивания].

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вертикальная миграция

Такие флюиды, как вода, нефть и газ, могут мигрировать и вертикально (вкрест напластования), как снизу вверх, так и сверху вниз, в зависимости от местоположения зоны пониженного гидравлического потенциала. Если песчаный пласт,

характеризующийся высоким значением величины гидравлического потенциала,

расположен в разрезе данного участка выше, чем пласт с пониженным гидравлическим градиентом, движение флюидов будет направлено вниз, в сторону пласта с пониженным градиентом, по любому пути, по которому будет возможно такое движение¹. Различие в гидравлических градиентах разных пластов устанавливается различными методами, в том числе непосредственными замерами пластовых давлений и путем расчетов обычных гидростатических градиентов для этих пластов (см. стр. 384-389: глава 9, аномальные пластовые давления).

Зоны повышенного или пониженного давления по сравнению с нормальным гидростатическим градиентом обнаруживаются также в процессе бурения скважин

(выбросы бурового раствора или, наоборот, потеря его циркуляции, т.е. уход раствора в зоны пониженного давления). Выход водных источников на земной поверхности свидетельствует о том, что потенциометрическая поверхность располагается выше поверхности земли.

Можно говорить о трех основных путях вертикальной миграции флюидов.

1.В процессе диагенеза осадков флюиды отжимаются из илов и мигрируют вверх, в

воды, залегающие непосредственно на уплотняющихся осадках. По мере усиления диагенеза и в процессе катагенеза вертикальная проницаемость отложений постепенно уменьшается; в конечном счете боковая миграция начинает преобладать над вертикальной

ифлюиды двигаются в основном латерально, вдоль напластования отложений.

2.Сбросообразование может привести к возникновению зон повышенной или пониженной проницаемости. Частая приуроченность водных источников к зонам тектонической нарушенности свидетельствует о том, что последние нередко характеризуются повышенной проницаемостью и что флюиды могут двигаться вдоль этих зон. Таким образом, если в результате тектонической нарушенности начнут сообщаться пласты с повышенным и пониженным градиентом гидравлического потенциала, флюиды будут двигаться вверх или вниз в зависимости от локального градиента гидравлического потенциала, установившегося между этими пластами (см. фиг. 9-6).

3.Сообщение высоконапористых пластов с низконапорными может произойти и в случае несогласного срезания первых и перекрытия их последними. В этом случае, как видно на фиг. 9-6, направление движения флюидов может измениться вплоть до