Графический метод определения положения контакта газ-вода в газовых залежах
И. В. ПЕТРОВ
Существует несколько способов определения положения контакта газ - вода. К ним относятся определение контакта в скважине, расположенной в зоне контакта, по промыслово-геофизическим материалам, установление положения контакта по результатам опробования на профилях через месторождение и, наконец, предложенный В.П. Савченко (Савченко В.П. Определение положения газоводяного, водонефтяного и газонефтяного контактов по данным замеров пластового давления. Газовая промышленность, № 4, 1957.) аналитический метод определения контакта газ - вода на основе замера пластовых давлений на известных альтитудах в пределах залежи и за ее контуром.
Последний способ является, как правило, наиболее результативным, поскольку всегда имеются данные замеров пластовых давлений, полученные в процессе разведки.
Однако метод расчета контакта газ - вода по формуле В.П. Савченко, физическая сущность и математическое выражение которого просты и правильны, все-таки остается в значительной мере отвлеченным и его практическое применение встречает известные трудности.
Графическое определение положения контакта газ - вода в зависимости от гидродинамического состояния законтурных вод представляет собой по существу дальнейшее развитие аналитического метода В.П. Савченко.
Графический метод дает возможность учесть физические параметры пласта и геологическую обстановку и одновременно позволяет построить поверхность контакта газ - вода, пользуясь методами горной геометрии.
Вывод основных положений метода базируется на изучении напоров в газовой залежи и за ее пределами, составлении графика напоров в газовой залежи и карты гидроизопьез пластового резервуара. В последующем комбинированные операции с графиком напоров, картой гидроизопьез и структурными картами пластового резервуара позволяют определить положение поверхности контакта газ - вода, как бы сложна она ни была.
Для графического метода необходимы те же данные, что и для метода В.П. Савченко, т. е. несколько замеров пластовых давлений на известных альтитудах в пределах залежи и за ее контуром, желательно по всему периметру залежи.
Вывод уравнения напоров в газовой залежи
1. Пьезометрическая высота L - столб воды, уравновешивающий пластовое давление.
2. Пластовое давление Рв для воды, Рг для газа.
3.
Нормальная пьезометрическая высота Lп - столб жидкости удельного веса 1,
уравновешивающий пластовое давление (как в газовой залежи, так и за ее
пределами): 
где
- удельный вес пластовой
воды.
4. Точка замера - середина интервала перфорации в скважине (или любая другая точка в пределах интервала опробования).
5. Альтитуда точки замера Н - расстояние от уровня моря до точки замера (При выбранной на рис. 1 плоскости сравнения величины Н отрицательные.)
6.
Пьезометрический напор для точек замера в газовой
залежи hг, за ее пределами hB и на контакте hK,
(алгебраическая сумма) -
превышение над уровнем моря нормальной пьезометрической высоты.
7. Альтитуда контакта К - расстояние от уровня моря до контакта в данной точке залежи на плане.
8.
- удельный вес газа в пластовых условиях (по
отношению к воде).
9.
- удельный вес воды в условиях расчета.
Для газовой залежи, окруженной неподвижными законтурными водами (рис. 1), действительны следующие три равенства:
Если из равенства (1) вычесть равенство (2), то получится уравнение
Или
В уравнение (4) подставляется вместо 10(Р1 - Р2) его значение согласно равенству (1):
Таким образом, согласно уравнению (5) в газовой залежи существует определенная зависимость напоров от альтитуд точек замера.
Уравнение (5) действительно только для части порового пространства пласта, занятого газом. Границами этого пространства служат кровля коллектора до внешнего контура газоносности, его подошва, ограниченная внутренним контуром газоносности (для полнопластовых залежей), и контакт газ - вода. Одна из этих поверхностей, а именно контакт газ - вода, может быть определена расчетом.
Если обозначить альтитуду контакта К, а напор законтурных вод на контакте газ - вода hк и точку 2 поместить на контакт газ - вода, то уравнение (5) перепишется следующим образом:
т. е. если точку 2 совместить с контактом газ - вода, то уравнение (6) представляет собой уравнение напоров в газовой залежи, подпираемой законтурными водами с напором Нк значение которого может изменяться.
В случае неподвижности законтурных вод напор в газовой залежи hг является функцией только альтитуды точки замера пластового давления. В случае, когда законтурные воды движутся, hг зависит от трех переменных Н, hK и К, которые в плане изменяются в соответствии с геологическими условиями существования залежи.
При этом предполагается, что удельный вес газа практически не изменяется в плане и по высоте залежи.
Для случая отсутствия движения законтурных вод уравнение (6) можно решить следующим образом:
или
В связи с тем, что в условиях задачи напор законтурных вод известен и напор в газовой залежи в какой-либо точке и альтитуда Н этой точки также известны, уравнение (7) дает возможность решить аналитически положение контакта газ - вода.
Но поскольку (при условии неподвижности законтурных вод) в уравнении (6) hк=const и К=const, имеется возможность построить график hг =Ф(Н), выражаемый уравнением (6) по фактическим замерам пластовых давлений на известной альтитуде в пределах газовой залежи.
График (рис.
2) должен представлять собой прямую, наклоненную под углом менее 45° к оси
Н при допущении
, что возможно для той степени точности, с которой
производятся замеры пластовых давлений.
Этот график является выражением уравнения (6) в координатной системе hг, Н.
Уравнение (7) можно решить графическим способом.
Для этого необходимо найти точку пересечения с графиком hr = Ф (Н) прямой, проходящей параллельно оси Н на расстоянии hK - напора законтурных вод. Поскольку в этом случае второе слагаемое правой части уравнения (7) обращается в нуль, так как найдена точка hr = hк, значение Н для точки пересечения двух прямых является искомым значением альтитуды контакта К.
Одновременно точка пересечения прямой hK с графиком hr = Ф (Н) является одной из границ существования этого графика.
В случае, если залежь находится в условиях наличия потока законтурных вод, всегда можно найти две точки контура газоносности, имеющие одинаковые альтитуды, для которых значения hK одинаковы. В пределах сечения газовой залежи, проходящего через эти две точки, справедливы все рассуждения, которые приведены для условий, когда залежь находится в условиях отсутствия тока законтурных вод.
Для различных сечений
залежи значение К будет различно, поэтому графически в этом случае положение
контакта определять возможно, как показано на рис. 3, т. е.
график hг = Ф(Н) пересекается
серией прямых
и т.
д., каждая из которых отражает напор законтурных вод в данном сечении газовой
залежи. Значение К, найденное по пересечению графика hr = Ф (Н),
является значением альтитуды контакта газ - вода в данном сечении газовой
залежи (путь определения контакта показан на рисунке стрелками).
Таким образом, в общем случае существования газовой залежи положение контакта и его изменение в плане в зависимости от изменения напоров законтурных вод также легко установить, пользуясь графическим методом.
При этом для построения графика hr - Ф (Н) могут быть использованы замеры в любых точках залежи.
Для установления положения контакта газ - вода в общем случае существования газовой залежи требуются:
1. график hг = Ф(Н);
2. карта гидроизопьез приконтурной части залежи.
Для построения контура газоносности требуется, кроме перечисленного выше:
а) для внешнего контура - структурная карта кровли резервуара;
б) для внутреннего контура - структурная карта подошвы резервуара;
в) для любой поверхности, лежащей внутри резервуара, - структурная карта этой поверхности.
Этот метод позволяет с той точностью, которой обладают замеры напоров законтурных вод и пластовых давлений в газовой залежи, делать очень быстро некоторые выводы и производить необходимые построения уже в процессе разведки газовых залежей.
1. При наличии некоторого числа точек hг, уже определивших положение линии hг=Ф (Н), можно очень быстро и уверенно проверять правильность последующих замеров. Если последующие замеры ложатся вне этой прямой, то они неверны (при условии полной уверенности в том, что эти замеры произведены в той же залежи).
2. Очень легко распознаются случаи, когда в одном резервуаре вскрыты две разные залежи (при условии, если их контакты газ - вода залегают на разных альтитудах). В самом деле, если залежи имеют разные альтитуды контактов, то они будут иметь разные пластовые давления и, следовательно, разные напоры на одинаковых альтитудах и график в этом случае будет выглядеть, как показано на рис. 4.
3. Если напоры законтурных вод по периметру залежи изменяются, то имеется возможность очень быстро и точно определить альтитуду контакта на данной точке контура газоносности в зависимости от напора законтурных вод, примыкающих к рассматриваемой точке контакта.
Например, из законтурных замеров определена поверхность напоров пластовых вод и выражена на карте гидроизопьезами (рис. 5).
Замерами в пределах газовой залежи установлена графически зависимость hг = Ф (Н) (рис. 3). Тогда проекция точек пересечения линий h на графике, равных соответственно значениям гидроизопьез, пересекающих залежь газа, с линией hг = Ф (Н) на ось Н дает значение альтитуд контактов газ - вода на контуре в точках K1, K2 и т. д.
Это позволяет совершенно точно и быстро без применения сложных расчетов провести контур газоносности на структурной карте независимо от того, как сложно изменение напоров законтурных вод.
4. В случае существования газовой залежи в пределах резервуара, представленного коллекторами, частично разделенными непроницаемыми прослоями, если в пределах этого резервуара каждая из его частей имеет различные картины напоров, графический метод позволяет быстро определять истинное положение контакта газ - вода.
Техника построения поверхности контакта газ - вода и контуров газоносности
1. При помощи законтурных замеров пластовых давлений строится карта гидроизопьез приконтурной части пластового резервуара. Для этого определяются пластовые давления с пересчетом на точку замера и выражаются в метрах столба жидкости удельного веса 1. Пластовые давления должны быть определены с точностью, необходимой для определения контакта газ - вода.
Так, точность в определении пластовых давлений ±1 м обусловливает точность определения напоров законтурных вод и, следовательно, контакта газ - вода также ±1 м. Ошибка в определении напоров при расчетах должна быть вычислена, так как она позволяет судить о точности определения контакта.
2. Для всех внутриконтурных замеров пластовых давлений также вычисляются напоры в точках замера давлений и строится график hг = Ф (Н). По разбросанности точек подсчитывается точность графика (его отклонение от истинного графика). График должен быть наклонен под углом менее 45° к оси Н, и этот наклон зависит от удельного веса газа в пластовых условиях. График экстраполируется в область напоров, значения которых укладываются в интервал напоров законтурных вод, и пересекается серией линий со значениями hк, равными величинам гидроизопьез, существующих на построенной карте гидропьез. Составляется таблица значений альтитуд контакта в зависимости от напора законтурных вод, которая и служит основой для построения контакта газ - вода и контуров газоносности.
3. На структурную карту пластового резервуара (кровли, подошвы или любой поверхности внутри резервуара) переносится карта гидроизопьез законтурной части пластового резервуара. Вдоль каждой гидроизопьезы на структурной карте отыскивается точка, альтитуда которой равна альтитуде К контакта в условиях напора законтурных вод, изображаемого данной гидроизопьезой. Все точки контура, которых может быть найдено любое необходимое количество, соединяются линией, являющейся искомым контуром газоносности для данной поверхности резервуара.
4. По найденным значениям контура на плане строятся контакты газ - вода на профилях через месторождение в соответствии с правилами горной геометрии. Рис. 6 поясняет технику построения контура газоносности.
Таким образом, пользуясь графическим методом определения контакта газ - вода, можно произвести эти определения в соответствии с геологическими и гидродинамическими условиями существования газовой залежи в пределах данной ловушки. Этими построениями в зависимости от точности, количества и распределения замеров давлений по пластовому резервуару имеется возможность учесть все детали строения резервуара и гидродинамики законтурных вод или построении контакта газ - вода, что особенно важно для массивных, неполнопластовых и пластовых залежей в пластовых резервуарах большой мощности, где площадь зоны контакта значительна и определение поверхности контакта очень важно.
Проверка графического метода для основных продуктивных горизонтов Газлинского месторождения XII, X и IX показала его исключительную эффективность. Так, по XII горизонту, залегающему на глубине 1050 м и ниже, контакт был определен с точностью +3 м, для X горизонта, залегающего на глубине 680 м и ниже, с точностью ±2 м, а для IX горизонта, залегающего на глубине 550 м и ниже, с точностью ±1 м.
Положение контакта газ-вода, определенное графическим методом, было сравнено с определениями контакта при помощи промыслово-геофизических данных. При этом расхождение для подавляющего большинства случаев составляли от 0 до ±1 м, ряд замеров различается на ±2 м и небольшое число на ±3-4 м.
Все такие случаи объяснимы и являются следствием того, что контакт газ-вода определялся в данных скважинах в условиях однородных пород.
Как показала проверка графического метода на конкретном материале разведки Газлинского месторождения, этот метод обладает высокой эффективностью и точностью в случае коллекторов с хорошими физическими свойствами: высокой пористостью и проницаемостью.
Для горизонтов с плохими коллекторскими свойствами он неточен. Однако широкой проверке метод не подвергался, что необходимо для различных типов пластовых резервуаров, содержащих газовую залежь.
Так же как и метод В.П. Савченко, графический способ определения контакта газ-вода не учитывает капиллярного подъема законтурных вод.
От применения
графического метода определения контакта нефть-вода не следует ожидать эффекта,
поскольку в уравнении напоров в залежи значение коэффициента 
будет близко к нулю и
график напоров в нефтяной залежи будет наклонен под небольшим углом к оси Н.
Этим создаются условия, при которых точность определения К будет очень низкой.
Трест Узбекнефтегазразведка
1 - газовая залежь; 2 - плоскость сравнения (в данном случае уровень моря); 3 - контакт газ - вода; 4 - точки замера пластового давления.
1 - гидроизопьезы приконтурной зоны; 2 - контур газоносности.
1 - стратоизогипсы; 2 - контур газоносности; з - гидроизопьезы.