К оглавлению

Влияние проницаемости пласта на положение водо-нефтяного контакта

Ю.П. ГАТТЕНБЕРГЕР

Первоначальное положение водонефтяного контакта установлено для многих девонских залежей нефти Татарии и Западной Башкирии. Как правило, водо-нефтяной контакт этих залежей имеет слабый наклон на юго-восток, измеряемый величиной порядка 4-8 м на расстоянии в несколько десятков километров. Этот региональный наклон водо-нефтяного контакта связан, по мнению большинства исследователей, с движением пластовых вод девонских горизонтов на данной территории.

Наклон водонефтяного контакта в юго-восточном направлении наблюдается также на Шкаповском месторождении. Величина наклона для залежей двух девонских пластов этого месторождения составляет в среднем 5 м на расстоянии около 20 км, или 0,25 м на км. Однако региональный юго-восточный наклон поверхности водо-нефтяного контакта на отдельных участках залежей нарушается. При рассмотрении нескольких групп скважин, расположенных в водонефтяной зоне залежей, обнаружилось, что эти отклонения могут быть объяснены изменением проницаемости пласта.

В группы включались лишь скважины, расстояние между которыми не превышает 500 м, чтобы тем самым уменьшить величину влияния регионального наклона поверхности водонефтяного контакта. Скважины, входящие в каждую из групп, пробурены почти одновременно до или в самом начале проведения пробной эксплуатации, поэтому отбор нефти не мог повлиять на первоначальное положение водонефтяного контакта на участках расположения этих скважин. По каждой скважине определялись положение водо-нефтяного контакта и проницаемость пластов.

Определение характера насыщения пластов производилось по материалам опробования скважин и электрокаротажа. В отдельных случаях были также использованы данные радиокаротажа и описания кернов. За положение водо-нефтяного контакта принималась верхняя граница так называемой переходной зоны нефть - вода. Эта граница соответствует разделу между интервалом высокого удельного сопротивления и интервалом пониженного удельного сопротивления, поэтому она отражается на диаграммах подошвенных градиент-зондов, входящих в комплект зондов бокового каротажного зондирования (БКЗ), максимальными величинами кажущегося удельного сопротивления. Судя по диаграммам ПС, микрозондирования и кавернограммам, водонефтяной контакт в большинстве скважин расположен в литологически однородной части пластов. В скв. 220 (пласт ДI и ДIV), 222 и 224 (пласт ДI) наблюдаются глинистые пропластки, наличие которых не позволяет определить точное положение контакта. Поэтому по этим скважинам установлены абсолютные глубины подошвы нефтенасыщенного прослоя песчаника и кровли водонасыщенного (табл. 1 и рисунок).

Проницаемость определялась по керновому материалу как средневзвешенная по мощности пласта. Кроме того, были использованы материалы промысловых исследований скважин (коэффициенты продуктивности и кривые восстановления давления) и данные электрометрии; в последнем случае проницаемость определялась по методике, предложенной Г.С. Морозовым и усовершенствованной работами ВНИИГеофизики.

Сопоставление, проведенное по скважинам каждой группы, показывает, что наблюдается ясная зависимость положения водонефтяного контакта от проницаемости пласта, а именно: чем меньше проницаемость пласта на данном участке, тем выше располагается водо-нефтяиой контакт.

Аналогичные результаты (показывает сопоставление по скв. 4, 52, 63 (табл. 2).

По сравнению с первыми двумя группами результаты сопоставления данных по скв. 4, 52, 63 кажутся менее убедительными, поскольку расстояние между скважинами значительное (до 2,5 км) и пробурены они в различное время. Однако следует отметить, что скв. 52 и 63 расположены юго-восточнее скв. 4, т. е. по направлению регионального наклона водонефтяного контакта, поэтому можно было бы ожидать, что водонефтяной контакт в этих скважинах должен располагаться на более низких отметках, чем в скв. 4. В действительности этого не наблюдается.

Установленная связь проницаемости и положения водо-нефтяного контакта является закономерной и не может быть объяснена случайными ошибками при определении высоты устья скважин или при вычислении поправок на кривизну скважин и т. д. Планово-высотная привязка скважин производилась на основе развитых ранее государственных сетей триангуляции и нивелировок и на основе сгущения нивелирных сетей опорными ходами геометрического нивелирования. Принятый метод определения отметок скважин допускает в самом слабом месте ходов предельную ошибку +0,14 м. Инклинометрические замеры в скважинах по определению кривизны проводились инклинометром ИШ-2 с интервалом замеров 25 и 50 м. Поправку на отклонение скважин от вертикали вычисляло несколько человек. Отсутствие существенных ошибок в определении высотного положения водонефтяного контакта наглядно иллюстрируется на примере скв. 220 и 222. По пласту ДI водонефтяной контакт в скв. 220 расположен выше, чем в скв. 222, тогда как по пласту Д_IУ наблюдается обратное соотношение, что находится в полном соответствии с изменением проницаемости пластов Д_I и Д_IV в районе этих скважин.

Наблюдаемое влияние проницаемости пласта на положение водо-нефтяного контакта объясняется действием капиллярных сил. Степень проявления капиллярных сил (величина фитильного эффекта) в первую очередь зависит от размеров норовых каналов. Последние в свою очередь, как известно, для песчаных коллекторов связаны с проницаемостью пласта [2,4,7]. На то, что капиллярные силы могут повлиять на высотное положение водонефтяного (и газоводяного) контакта, указывалось рядом исследователей [1,3,5,6,7], однако трудность определения величины капиллярного давления в пластовых условиях и отсутствие детальных исследований не дали материала для определенных количественных выводов. По мнению А.Л. Козлова [1], для газовых залежей «величина капиллярных сил предопределяет возможность подъема воды на 5-6 м, а каротажные данные иногда показывают большие значения подъема». У. Расселл [6] указывает, что в условиях нефтяных месторождений южной части Североамериканской платформы капиллярное давление может, по-видимому, достигать 3,5 ат (т.е. оно способно вызвать подъем минерализованной воды удельного веса 1,20 г/см³ на 29 м), но в то же время приходит к выводу, что, очевидно, капиллярные силы оказывают незначительное влияние на положение водо-нефтяного контакта.

Нередко действие капиллярных сил совершенно не принимается во внимание. Материалы, полученные по Шкаповскому месторождению, позволяют дать количественную оценку этому явлению. В среднем изменению проницаемости пласта на каждые 10 миллидарси соответствует изменение высоты водонефтяного контакта не менее чем на 0,1 м (Вообще высота подъема контакта зависит не только от величины изменения проницаемости, но и от абсолютного значения проницаемости, однако для сравнительно небольших величин проницаемости (примерно до 800-1000 миллидарси) это можно не учитывать.) (табл. 3).

По скважинам второй и третьей групп влияние изменения проницаемости на положение водо-нефтяного контакта еще более значительно.

Свойства нефтей пластов Д_IV и Д_I различны. Однако, несмотря на это, действие капиллярных сил сказывается вполне ощутимо как по пласту Д_IV так и по пласту Д_I. Учитывая, что нефти большинства девонских месторождений Урало-Поволжья по своим физико-химическим свойствам не выходят за пределы колебаний свойств нефтей Шкаповского месторождения, а также то, что изменения минерального состава коллекторских пород и химического состава пластовых вод девона незначительны, можно с достаточным основанием считать, что на остальных нефтяных месторождениях девона Урало-Поволжья количественная характеристика явления (не говоря уже о его качественной стороне) будет примерно такой же, как и для Шкаповского месторождения.

Проницаемость продуктивных песчаных пластов девона Урало-Поволжья изменяется в среднем в пределах от 100 до 700-900 миллидарси. Такое изменение проницаемости пластов может вызвать разницу отметок водонефтяного контакта примерно в 6-8 м. Эта величина соизмерима (а в некоторых случаях превышает) с разностью отметок контакта, обусловленной региональным наклоном водонефтяного контакта, который наблюдается на большинстве месторождений девонской нефти и объясняется движением пластовых вод. Этот вывод важен в том отношении, что при известных условиях наклон водонефтяного контакта может произойти вследствие изменения проницаемости пластов и, следовательно, может не соответствовать направлению движения пластовых вод.

Более детальное изучение связи проницаемости с положением водонефтяного контакта по каждой залежи может оказать определенную помощь при определении водо-нефтяного контакта на отдельных участках залежи в случае известной проницаемости или, наоборот, позволит судить о проницаемости пласта по известному положению водо-нефтяного контакта. Без сомнения, все эти вопросы имеют практическое значение.

ЛИТЕРАТУРА

1. Брискман А.А., Иванов А.К., Козлов А.Л. и др. Добыча и транспорт газа. Гостоптехиздат, 1955.

2. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.

3. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1956.

4. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. Гостоптехиздат, 1945.

5. Knutson С.F. Definition of water table. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., v. 38, 9, 1954.

6. Russe11 W. L. Tilted fluid contacts in Mid-Continent region. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., v. 40, 11, 1956.

7. Yuster S.T. Some teoretical considerations of tilted water tables. Trans. AIME, v. 198, 1953.

ВНИИ

Таблица 1

№ скважины	Дата окончания бурения	Пласт ДIV		Пласт ДI
		проницаемость, миллидарси	отметка ВНК, м	проницаемость, миллидарси	отметка ВНК, м
48	27/Х 1955 г.	210	-1767,9	150 (?)	-1700,0
130	29/IX 1955 г.	300	-1768,7	300	-1701.3
132	10/V 1956 г.	265	-1768,3	220	-1700,7
220	9/V 1956 г.	250	-1766,6; -1768,2	285	-1695,0; -1696,0
222	18/VI 1956 г.	180	-1766,1	350	-1695,7; -1697,3
226	12/III 1956 г.	260	-1768,5
224	13/VIII 1956 г.			360	-1698,7; -1702,7

Таблица 2

№ скважины	Дата окончания бурения	Пласт ДI
		проницаемость, миллидарси	отметка ВНК, м
4	27/IV 1954 г.	405	-1702,1
52	14/VII 1955 г.	324	-1700,7
63	16/V 1956 г.	160	-1700,3

Таблица 3

№ скважины	Пласт ДIV		Пласт ДI
	изменение проницаемости, миллидарси	изменение положения ВНК, м	изменение проницаемости, миллидарси	изменение положения ВНК, м
48-130	90	0,8	150 (?)	1,3
48-132	55	0,4	70	0,7
130-132	35	0,4	80	0,6

Рисунок Структурная карта по кровле пласта ДIV.

1-зоны замещения песчаников алевролитами; 2 - внешний контур нефтеносности.