О так называемой переходной зоне при определении водо-нефтяного контакта
Печатается в порядке обсуждения.
В.С. МЕЛИК-ПАШАЕВ
Отделение нефтеносной части пласта от водоносной, т.е. определение положения водо-нефтяного контакта, имеет исключительно большое значение при подсчете запасов нефти и разработке нефтяной залежи. Точное знание положения водо-нефтяного контакта позволяет правильно наметить интервал перфорации скважин и в последующем наблюдать за скоростью движения водо-нефтяного контакта в вертикальном направлении. Оно дает также возможность определить объем заводненной части пласта, установить величину коэффициента нефтеотдачи в процессе разработки нефтяной залежи и с большей достоверностью оценить текущие запасы нефти.
Изучение пространственного положения водо-нефтяного контакта может в значительной степени способствовать решению вопроса об изолированности или гидродинамической связи выделенных эксплуатационных объектов при расчленении мощных нефтеносных свит до начала их разработки.
Однако ввиду отсутствия кернов и несовершенства методики интерпретации геофизических исследований установить истинное положение водонефтяного контакта затруднительно. В связи с этим возникло желание внедрить в практику нефтепромыслового дела довольно неопределенный и расплывчатый термин «переходная зона», под которой понимается часть пласта, залегающего между «чисто» нефтяными и «чисто» водоносными породами.
Следует отметить, что за всю историю геологического изучения нефтяных залежей Бакинского, Грозненского и Кубано-Азовского районов положение водо-нефтяного контакта определялось очень четко и основывалось главным образом на данных исследования кернов, извлекаемых при сплошном отборе образцов. После внедрения каротажа сопоставление результатов электрометрических исследований скважин с данными изучения кернов способствовало правильной интерпретации материала, поэтому последующий переход на геофизические методы исследования скважин почти не отразился на точности определения водо-нефтяного контакта.
Совершенно иная обстановка сложилась в Волго-Уральской нефтегазоносной области, где нефтяные залежи, приуроченные к пологопадающим пластам, в пределах значительной площади подстилаются водой, а зона, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, оказалась недостаточно изученной по кернам.
При создавшемся положении установление водо-нефтяного контакта могло основываться только на данных геофизических исследований скважин.
За последние годы в печати появился ряд работ, посвященных вопросу отбивки водо-нефтяного контакта. Интересно отметить, что ни один из-авторов не обходится в них без выделения переходной зоны, достигающей по мощности довольно внушительной цифры (до 4-6 м). Так, группа исследователей (А.Ш. Галявич, И.Л. Дворкин, Н.Ю. Лепешинский, В.С. Дорофеев) при оценке водонефтеносности пластов методом нейтронного гамма-каротажа приводит пример отбивки водо-нефтяного контакта (рис. 1, а), на котором выделяется переходная зона мощностью 5,5 м. Примерно такой же мощности переходную зону выделяют В.Н. Дахнов, А.И. Холин и О.А. Барсуков при интерпретации материалов расчленения нефте- и водонасыщенных пластов по скв. 1314 Туймазинского месторождения (рис. 1, б). Очень часто к помощи переходной зоны прибегают также некоторые производственные геофизические организации.
В этой связи следует отметить, что если ошибка в 1 м, допущенная при отбивке водо-нефтяного контакта в крутопадающих пластах, мало изменяет оценку запасов нефти, то в залежах платформенного типа подобная ошибка существенным образом отразится на запасах нефти. Между тем ни один из авторов не указывает, как поступить с огромной «переходной» зоной, учитывать ее или, наоборот, исключать при подсчете запасов нефти. В то же время опробование скважин дает совершенно различные результаты: в одних случаях из переходной зоны получают чистую нефть, в других -нефть с водой, а в третьих - только воду. Различные результаты испытания скважин, перфорированных в различных интервалах одной и той же «переходной зоны», свидетельствуют о том, что интерпретация физической сущности переходной зоны, основанная только на данных геофизики, является субъективной и несовершенной. В силу этого в одних случаях переходную зону относят к нефтяной залежи, в других - к водоносной части пласта.
Нельзя сомневаться в том, что породы водоносной части пласта, непосредственно примыкающие к нефтяной залежи, могут содержать небольшое количество нефти и в силу этого выделяться на общем фоне водоносных пород относительно повышенными сопротивлениями. Однако эта нефть находится в водоносной части пласта в связанном состоянии. Ввиду малых количеств она не может быть вытеснена из поровых пространств и потому не должна быть отнесена к нефтяной залежи. Кроме того, в самой нефтяной залежи, в особенности платформенного типа, содержание воды также меняется. Значительная по площади часть нефтяной залежи, приходящая в контакт с подошвенной водой, обусловливает вследствие явлений капиллярного подъема проникновение воды в пределы нефтяной залежи. В этой связи надо полагать, что содержание воды в разрезе нефтяной залежи, подстилаемой водой, будет увеличиваться по направлению к поверхности водо-нефтяного контакта.
Однако количество этой воды не столь значительное, чтобы повлиять на четкость, с которой нефтяная залежь отделяется от водоносной части пласта.
Для подтверждения сказанного при ведем фотоснимок керна девонского песчаника из скв. 408 Туймазинского месторождения, показывающий, насколько четко выделяется нефтеносная часть пласта от водоносной и как резко отмечается водо-нефтяной контакт; при этом не остается никакого места для выделения так называемой переходной зоны (рис. 2).
В связи с выделением «переходной зоны» некоторые исследователи считают, что водо-нефтяной контакт представляет собой поверхность, выше которой пласт нефтеносен и отдает только нефть, а ниже водонефтеносен и отдает нефть и воду. Такое определение противоречит основным представлениям о нефтяной залежи и может привести к неправильным подсчетам запасов нефти.
Вследствие того, что содержание воды в разрезе нефтяной залежи увеличивается постепенно от малых до более значительных величин, то водонефтяной контакт перестает быть поверхностью и превращается в водонефтяную зону. Если тем не менее верхнюю границу этой зоны считать водо-нефтяным контактом, то значительные количества подвижной нефти, насыщающей переходную зону, не будут учтены при общем подсчете запасов.
В действительности же под понятием водо-нефтяной контакт следует подразумевать поверхность раздела между нефтеносными и водоносными породами, ограничивающую нефтяную залежь снизу. Выше этой поверхности можно получить чистую нефть или нефть с водой, ниже - только воду.
Проникновение подошвенной воды под действием капиллярных сил в пределы нефтяной залежи имеет ограниченную высоту. Поэтому в зоне между внутренним и внешним контурами нефтеносности процент воды в нефтяной залежи будет увеличиваться по мере уменьшения мощности нефтенасыщенной части пласта.
Исследование коэффициента нефтенасыщения по крупнейшим нефтяным залежам Татарии и Башкирии показало, что наибольшее нефтенасыщение, как и следовало ожидать, приурочено к повышенной части структуры и расположено в пределах внутреннего контура нефтеносности, а за его пределами по направлению к внешнему контуру нефтенасыщение постепенно убывает. Карты равных значений нефтенасыщения ряда крупных нефтяных залежей, построенные Л.П. Долиной по данным геофизических исследований скважин, показывают, что наибольшее нефтенасыщение, достигающее 90-92% от объема поровых пространств, приурочено к зоне внутреннего контура нефтеносности, затем происходит постепенное уменьшение до 80% и далее до 60% в краевой части нефтяной залежи (рис. 3).
Таким образом, изучение объема порового пространства, занятого нефтью по крупнейшим нефтяным залежам Русской платформы, позволяет установить, что нефтенасыщение пород в пределах одной и той же залежи неодинаковое - оно достигает максимального значения в зоне внутреннего контура нефтеносности и минимального в краевой части залежи. Содержание воды в нефтяной залежи возрастает в той ее части, где она подстилается водой.
Следует отметить, что мы не разделяем мнения, что вся вода, находящаяся в нефтяной залежи, является погребенной и связанной.
В нефтяной залежи следует различать воду погребенную, являющуюся водой того бассейна, в котором происходило осадконакопление, от воды «подошвенной», проникшей в пределы нефтяной залежи по капиллярам на различную высоту в зависимости от структуры поровых каналов. Погребенная вода является водой, связанной с поверхностью минеральных частиц и не может быть вытеснена из порового пространства при обычных методах разработки нефтяных залежей. «Подошвенная» же вода вследствие того, что она проникла в нефтяную залежь после ее формирования, в отличие от погребенной является подвижной.
Довольно трудно определить высоту, на которую может подняться подошвенная вода и обусловить тем самым увеличение общего содержания воды в нефтяной залежи.
В пределах внутреннего контура нефтеносности, где горизонт по всей мощности насыщен нефтью, подобного подъема воды быть не может. Что же касается той части залежи, которая подстилается водой, то в условиях пологого падения пластов и резкой литологической изменчивости продуктивных отложений, в зонах, где над отметками водо-нефтяного контакта располагаются глинистые или аргиллитовые пачки, также не может иметь место проникновения воды в вертикальном направлении из подошвенной части пласта. Высота капиллярного подъема может быть резко ограничена и в тех случаях, когда пласт в зоне водо-нефтяного контакта представлен тонким чередованием песчаных и глинистых образований.
Во всех остальных случаях высота капиллярного подъема воды, зависящая от литологических свойств пород, должна быть детально изучена путем отбора кернов и определения в них содержания воды.
Выводы
1. Изучение большого числа кернов свидетельствует о том, что граница между нефтеносными и водоносными породами является достаточно четкой. В нефтяных залежах, в которых зона водо-нефтяного контакта слабо изучена по кернам, интерпретация данных водо- и нефтенасыщения пород только геофизическими методами встречает значительные трудности.
2. Под «переходной зоной» подразумевают часть разреза пласта, расположенную между «чисто» нефтеносными и «чисто» водоносными песками. Выделение значительной по мощности переходной зоны без ее количественной оценки и определения соотношения между нефтью и водой является необоснованным, в достаточной мере произвольным и порождает большие погрешности при подсчете запасов нефти.
3. Если к нефтяной залежи относить ту часть разреза пласта, в поровом пространстве которого может происходить движение нефти, обеспечивающее ее приток к скважине, а к водоносной - нижнюю часть пласта, откуда может быть получена только вода, без промышленных притоков нефти, то оценка промышленных запасов нефти делается более определенной.
4. Геологические условия залегания нефти в недрах полностью исключают возможность капиллярного подъема воды в пределах внутреннего контура нефтеносности, а также за его пределами, где нефтяные пласты подстилаются глинистыми образованиями и подошва нефтяного пласта находится выше отметки водо-нефтяного раздела.
5. В нефтяных залежах платформенного типа следует различать:
а. погребенную воду, связанную с поверхностью минеральных частиц и находящуюся в субкапиллярных поровых каналах; эта вода не могла быть вытеснена нефтью при образовании нефтяной залежи, является связанной и не принимает участия в движении жидкости через пористую среду пласта;
б. «подошвенную» воду, которая проникла в нефтяную залежь на определенную высоту в зависимости от структуры поровых каналов и по своей природе является водой, подстилающей нефтяную залежь; эта вода внедрилась в нефтяную залежь, является водой свободной, может быть вытеснена из поровых пространств и получена в скважинах.
6. Придавая большое значение при подсчете запасов нефти и разработке крупных нефтяных залежей определению истинного положения водо-нефтяного контакта, необходимо всемерно содействовать отбору кернов с тем, чтобы на этой базе совершенствовать методику геофизических исследований по установлению поверхности водо-нефтяного раздела.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дахнов В.Н., Холин А.И., Барсуков О.А. Расчленение коллекторов по нефтенасыщению в обсаженных скважинах нейтронным гамма-методом. НХ, № 8, 1955.
2. Галявич А.Ш., Дворкин И.П., Лепешинский И.Ю., Дорофеев В.С. Оценка водоносности пластов в обсаженных скважинах методом нейтронного гамма-каротажа. НХ, № 11, 1955.
ВНИИнефть
1 - нефть; 2-переходная зона; 3-вода.
Рис. 2. Фотоснимок керна девонского песчаника из скв. 408 Туймазинского месторождения.
Рис. 3. Карта равных значений нефтенасыщения.
1-числитель-№ скважины, знаменатель - значение коэффициента нефтенасыщения, %; 2 - изолинии нефтенасыщенности; 3 - алевролиты; 4- пласт отсутствует.