Газобиохимическая съемка. 8 страница

- 327 -

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки неф­ти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной отороч­ки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта, снижа­лось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется переме­щение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки основной части неф­ти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротив­ления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов рекомен­дуется больший диаметр скважин.

6.5.8.Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводо­роды, называются газоконденсатными.

Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке га­зоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержани­ем давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давле­нии и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20% пре­вышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением че­рез нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90% конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддержа­ния пластового давления, то на первой стадии их разработки следу­ет ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давления макси­мальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может до­стигать 75%.

6.5.9.Особенности проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализи-

- 328 -

рованной научно-исследовательской организацией и предусматри­вающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокуп­ность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пла­стов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтраци­онной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообща­емое™ и т.д. система разработки месторождения может предусма­тривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разра­ботки. Будучи увязанными между собой, системы разработки от­дельных эксплуатационных объектов составляют рациональную си­стему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая способ­ствует более полному извлечению из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Раци­ональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех при­родных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, приме­нение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздей­ствия на залежь или целесообразности разработки объекта с исполь­зованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнета­тельных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию про­цесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься реше­ния, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомен­дации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-

- 329 -

геологических исследований, по другим — могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в об­ласти технологии разработки месторождений выполняются гидро­динамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обо­снованных по геологическим данным. Из них выбирают оптималь­ный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к ра- циональноной системе разработки. Выбор оптимального вариан­та выполняют на основе сравнения динамики годовых технологиче­ских и экономических показателей разработки рассмотренных вари­антов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных ме­сторождений выполненные в разные годы и в разных масшта­бах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого­промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим усло­виям, дает возможность в значительной мере снивелировать небла­гоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и опти­мальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляетсобой комплекс промыслово­геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами за­лежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого­стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной кор­реляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объ­екта с нанесением начальных контуров нефтегазоносное™; геологи­ческие профили по эксплуатационному объекту с отражением усло­вий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в це­лом по объекту и по отдельным пластам. При специфических осо­бенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распро­странения коллекторов разных типов, проницаемости и др.).

Количественными значениями характеризуются пористость, про­ницаемость, начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллек- торов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)насыщенная толщина, толщина проницаемых разделов между пластами; физико-

- 330 -

химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разны­ми методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее зна­чение по объекту в целом и по его частям, изучаемым на разных уров­нях.

К группе параметров с количественными значениями относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; неодно­родность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предпо­лагается при разработке объекта.

К важнейшим количественным значениям геологической мо­дели месторождения относятся: балансовые и извлекаемые запа­сы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; разме­ры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; раз­меры частей залежи. В числе кривых, характеризующих зависимо­сти между параметрами, приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фа­зовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим. На основе всех названных выше материалов из­лагаются основные геолого-физические особенности залежи, опре­деляющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Контрольные вопросы

1. Каковы принципы выделения эксплуатационных объектов в разделе месторождений?

2. Чем отличаются этажи разработки эксплуатационных объек­тов?

3. Какие геологические факторы определяют систему размеще­ния эксплуатационных скважин на площади залежи?

4. Какими геологическими факторами определяется система за­воднения?

Чем отличаются методы интенсификации добычи от методов увеличения нефтеотдачи?

- 331 -

6.6. Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождения

6.6.1. Стадии процесса разработки нефтяных залежей

Процесс разработки нефтяной залежи характеризуются непре­рывным изменением всех технологических показателей: уровня до­бычи нефти, жидкости, фонда добывающих скважин, пластового давления, объемов нагнетаемой воды и т.п. При этом каждая залежь в процессе всего срока разработки переживает несколько стадий, которые в зависимости от геологического строения пласта, вязкости нефти и условий разработки характеризуются присущими им осо­бенностями изменения технологических и технических показателей.

Группа авторов (М.М. Иванова 1976 г.) Министерства нефтяной промышленности предложила по динамике добычи нефти выделять четыре стадии разработки.

I стадия — освоение и ввод скважин в эксплуатацию после буре­ния. Характеризуется ростом добычи нефти при небольшой ее об­водненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.

II стадия - поддержание достигнутого наибольшего уровня до­бычи нефти. Отличается относительно стабильным высоким уров­нем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к кон­цу периода и переходом на механизированный способ эксплуатации скважин.

стадия — значительное снижение добычи нефти. Отмечается резким ростом обводненности продукции, снижается годовая добы­ча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда,

- 332 -

почти весь фонд скважин эксплуатируется механизированным спо­собом. II и III стадии выделяются по 90%-ному уровню темпа отбо­ра нефти.

IV стадия — завершение разработки залежи. Характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи, высокой об­водненностью продукции и действующих скважин.

Границы между стадиями более или менее надежно можно уста­новить по изменению среднегодового темпа отбора нефти. При этом наиболее трудно определить границу между III и IV стадия­ми. М.М. Иванова предлагает за эту границу принимать точку на кривых изменения дебитов, в которой темп добычи нефти близок к 2% от начальных извлекаемых запасов. Это своего рода раздел между основными (I—III) и завершающей (IV) стадиями разработ­ки залежей.

Изменение годовых темпов отбора нефти в процентах от на­чальных извлекаемых запасов нефти в зависимости от геолого­технологических факторов наглядно иллюстрирует рис. 110.

6.6.2. Методы геолого-промыслового контроля

за разработкой нефтяных и газовых залежей

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспе­чены только при систематическом геолого-промысловом контро­ле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляет­ся путем исследования добывающих, нагнетательных и других сква­жин, наблюдений за перемещением ВНК, за обводненностью сква­жин и т.п. Полученные данные периодически подвергаются ком­плексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контроли­ровать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекту.

Задача промысловых исследований в нефтяных скважинах состо­ит в определении основных параметров их работы. При этом на каж­дом режиме замеряют дебиты, пластовые и забойные давления, га­зовые факторы, содержание воды в продукции. В начальный пери­од разработки залежи скважины исследуют на различных режимах, чтобы полнее выяснить характер их работы, определить уравнение притока и установить наиболее оптимальный режим эксплуатации. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режи­ме, на каком они эксплуатируются, и поданным исследования с уче­том состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации. Промысловые исследования в скважинах являются тем минимумом необходимых работ, кото­рые надо проводить в добывающих или нагнетательных скважинах. Однако их недостаточно для обеспечения полноценного геолого- промыслового контроля за разработкой объектов и залежей.

- 333 -

Прежде всего рассмотренный комплекс исследовательских ра­бот не обеспечивает контроля за разработкой группы пластов, объе­диненных в один объект с целью эксплуатации их единой системой скважин. Определенные этими методами дебиты скважин и соот­ветствующие им забойные, пластовые давления и другие параметры работы скважин относятся ко всему объекту. В то же время каждый пласт в зависимости от его коллекторских свойств, качества нефти, энергетических ресурсов и других особенностей проявляется в про­цессе эксплуатации по-разному. Одни пласты, более продуктивные, лучше отдают нефть, другие пласты — с низкими коллекторскими свойствами — почти не отдают ее. При закачке воды в группу пла­стов через одну систему нагнетательных скважин один пласт хорошо принимает воду, другие — хуже, а часть пластов совсем не принимает ее. Все это приводит к неравномерной выработке залежей.

Обычно в наиболее продуктивных пластах с хорошими коллек­торскими свойствами запасы вырабатываются быстрее. По этим пластам происходит первоочередное обводнение добывающих сква­жин, в то время как другие, менее продуктивные, пласты еще содер­жат значительные остаточные запасы нефти.

Неравномерная выработка запасов нефти происходит также в одном мощном, но неоднородном пласте. В таких пластах нефть в первую очередь поступает в скважину из той части пласта, кото­рая имеет лучшие коллекторские свойства. То же самое отмечается и при нагнетании воды в скважину. Подобные явления наблюдают­ся и при разработке газовых месторождений.

Однако перечисленным далеко не исчерпывается все многооб­разие сложных процессов, протекающих в пластах при разработке нефтяных или газовых месторождений. Для геолого-промыслового контроля за разработкой месторождений сложного строения в по­следнее время разработаны новые методы и созданы более совер­шенные приборы.

Новые виды исследований в первую очередь направлены на обе­спечение контроля за выработкой каждого пласта и пропластка в от­дельности. Это достигается путем установления дебита отдельных пластов в добывающих скважинах или их приемистости в нагнета­тельных скважинах, а также определения давления для каждого от­дельного пласта в объекте.

К числу новых методов контроля за разработкой отдельных пла­стов эксплуатационных объектов и залежей со сложным геологиче­ским строением относятся исследования радиоактивными изотопами, замеры дебитов и приемистости скважин дистанционными глубин­ными дебитомерами и расходомерами, отдельные виды промыслово­геофизических исследований, фотоколориметрия нефти, гидропрос­лушивание пластов и т.п.

Метод радиоактивных изотопов позволяет выделить в нагнета­тельных скважинах пласты, принимающие воду. Для этого в сква-

- 334 -

жину через насосно-компрессорные трубы подается вода с радио­активными изотопами. После продавливания активированной воды делается замер гамма-методом (ГМ), который сравнивается с кон­трольным замером ГМ, выполненным до прокачки изотопов. Про­тив интервалов, поглощающих воду, вследствие адсорбции изото­пов в призабойной части пласта на диаграммах ГМ отмечаются ано­малии, в несколько раз превышающие фоновые значения. Однако метод радиоактивных изотопов лает возможность установить лишь качественную картину, но не позволяет определить, какой пласт сколько принимает воды.

Определение дебитов или приемистости отдельных пластов в скважинах осуществляется в основном глубинными дебитомерами или расходомерами. В настоящее время широкое распространение получили глубинные расходомеры-дебитомеры. Эти приборы пред­назначены для определения как приемистости отдельных пластов в нагнетательных скважинах, так и дебита отдельных пластов в до­бывающих скважинах.

Наиболее совершенными являются дистанционные приборы РГД-1, РГД-2, РГТ-1 с автоматическими электронными пультами записи показаний глубинных приборов в момент исследования.

На рис. 111 показана запись профиля притока нефти. На графи­ке фиксируется кривая (см. рис. 1ll, 1), на которой участки с повы­шенными значениями соответствуют интервалам пласта, отдающим нефть. Прямолинейные участки кривой соответствуют интервалам, из которых приток ее не получен. По этой кривой определяют ин­тервалы (см. рис. 111, 2), отдающие нефть, и удельный вес каждого интервала в общем дебите из исследуемого пласта.

При широком использовании глубинных расходомеров и деби- томеров можно получить необходимые данные о приемистости от­дельных пластов в нагнетательных скважинах и о дебитах отдельных пластов в добывающих скважинах.

Для контроля за работой пласта используются промыслово­геофизические методы. Нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтрон- нейтронный метод (ННМ) дают хорошие результаты при выделе­нии водоносных или обводненных минерализованной водой пластов. В настоящее время сконструированы малогабаритные приборы, позво­ляющие проводить исследования через насосно-компрессорные тру­бы в фонтанирующих скважинах. Хорошие результаты для определе­ния текущего положения ВНКдает импульсный генератор нейтронов.

Метод гидропрослушивания пласта позволяет установить сте­пень гидродинамической связи между отдельными участками не­фтяной залежи, а также между законтурной и нефтяной частями пласта по скорости передачи изменения давления.

Изменение давления в пласте достигается путем резкой останов­ки какой-либо высокопродуктивной скважины. После этого на дру-

- 335 -

Рис. 111. Профиль притока нефти, снятый расходомером-дебитомером РГД-1М всвк. 243 Ярино-Каменноложского месторождения

- 336 -

гом участке пласта в ранее остановленной скважине ведется наблю­дение за давлением и фиксируются время и степень реакции этой скважины на остановку первой скважины.

С помощью гидропрослушивания можно установить гидроди­намическую связь между двумя пластами. Для этого импульс изме­нения давления создается в одном пласте, а за изменением давле­ния наблюдение устанавливается в скважинах, работающих с друго­го пласта.

6.6.3. Контроль за дебитами и приемистостью скважин

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высо­кий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, га­зовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагне­тательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной - по нефти, обводнен­ной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизиро­ванных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В резуль­тате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержа­ние воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы «Спутник» обвод­ненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, ото­бранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбин­ным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индиви­дуальной замерной установки — турбинным счетчиком или диффе­ренциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливае­мым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые, бо­лее совершенные замерные устройства отечественных и иностран­ных производителей.

Промысловый газовый фактор (в м³/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м³/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водо­вод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемисто­сти скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуаль­ных насосов для нагнетательных скважин их приемистость опреде­ляют индивидуально.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на группо­вых или централизованных газосборных пунктах с помощью расхо-

- 337 -

домеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сшгьфонными. Для разведочных сква­жин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устье­вым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопрово­де после узла измерения дебита, часто используют метод критиче­ского истечения с использованием соответствующего диафрагмен- ного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рас­смотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пла­ста. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу реша­ют, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными по­казателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интер­претации получаемых замеров излагаются в инструкциях по иссле­дованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показа­телей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было до­статочным для получения в результате их статистической обработ­ки надежных средних значений за отчетные периоды времени (ме­сяц, квартал).

6.6.4. Изучение границ залежей, связанных с фациальной

изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями

Границы залежей можно проводить по линиям полного замеще­ния коллекторов продуктивного горизонта на площади непроницае­мыми породами или по линии выклинивания коллекторов.

Потерю горизонтом коллекторских свойств при сохранении его в разрезе называют замещением коллекторов, а соответствующую экранирующую границу — линией фациального замещения коллекто­ров или границей распространения коллекторов. Положение линии замещения коллекторов определяют по данным керна и промысло­вой геофизики о том, какими породами — проницаемыми или не­проницаемыми — представлен пласт в каждой скважине.

При ограниченном числе скважин положение линии замещения может быть определено лишь приближенно. На плане расположе­ния скважин одним знаком отмечаются скважины, в которых пласт представлен проницаемыми породами, другим знаком — скважины с непроницаемыми породами. Линия замещения на площади меж­ду этими скважинами проводится условно либо строго на половине расстояния между ними, либо немного дальше от скважины, в кото­рой отмечается большая толщина пласта, и несколько ближе к сква­жине с меньшей его толщиной.

- 338 -

При выклинивании или размыве продуктивных отложений, со­провождающихся несогласным залеганием слоев, образуются линии выклинивания или размыва, ограничивающие площадь, за пределами которой пласт не отлагался или размыт.

Наличие выклинивания и размыва продуктивных отложений устанавливается по несогласному залеганию продуктивных и пере­крывающих (подстилающих) отложений и выпадению из разрезов скважин продуктивного пласта.

Определение положения линий выклинивания или размыва воз­можно несколькими способами. Выбор способа зависит от объема ис­ходных данных. При небольшом числе пробуренных скважин линии выклинивания и размыва проводятся условно посредине между каж­дой парой скважин, в одной из которых имеется продуктивный пласт, а в другой — отсутствует. Этот способ обычно применяют на стадии проектирования разработки по редкой сети разведочных скважин.

После разбуривания залежи эксплуатационными скважина­ми положение линии выклинивания можно уточнить по градиен­ту уменьшения толщины продуктивных отложений в направлении к линии выклинивания. Для этого используют карту общей толщи­ны продуктивного горизонта в изолиниях, построенную по данным всех пробуренных скважин. Нулевая изопахита на этой карте соот­ветствует линии выклинивания и считается границей залежи (или одного из ее пластов).

Положение линий выклинивания и размыва можно также уточ­нить путем построения серии профилей. Для этого перпендикуляр­но к уточняемой линии через пробуренные скважины проводит­ся возможно большее число профилей В каждый профиль должно быть включено несколько скважин, расположенных в зоне распро­странения продуктивного пласта и в зоне его отсутствия. На профи­лях проводят линии, соответствующие положению кровли и подо­швы продуктивного пласта. Смыкание кровли подстилающих и по­дошвы перекрывающих пласт отложений отмечает точку, в которой линия выклинивания или размыва пересекает профиль. Эти точки переносят на карту и, соединив их, получают в плане линию выкли­нивания или размыва.

6.6.5. Изучение положения ВНК в залежах с подошвенной водой

В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравита­ционных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже — вода. Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гра­витационному распределению газа и жидкостей в пористой сре­де. Это проявляется в том, что в продуктивных пластах содержится

- 339 -

определенное количество остаточной воды, а также в сложном рас­пределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. 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:

где σ_в.н. — поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды;

θ_в.н. — краевой угол смачивания на той же границе;

r_i — радиус капиллярной трубки;

g ­— ускорение свободного падения;

р_ви р_н — плотность соответственно воды и нефти.

Исходя из формулы, можно отметить, что 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.

Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в разных за­лежах меняется от нескольких сантиметров до десятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Бра- гунском, Малгобек-Вознесенском и других месторождениях, где не­фтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти мала, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12—15 м.

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину. На рис. 112 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазонасыщен- ностью 80%. Здесь по характеру насыщенности можно выделить пять интервалов (снизу вверх): V — водоносная зона; IV — переход­ная зона от воды к нефти; III — нефтяная зона; II — переходная зона от нефти к газу; / — газоносная зона. Указанные особенности рас­пределения газа, нефти и воды по разрезу создают сложности в опре­делении границ залежей по нефтегазонасышенности пород — водо­нефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК), газово­дяного контакта (ГВК).