О переходной зоне и определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям
Н. Н. СОХРАНОВ
В № 2 журнала «Геология нефти и газа» за 1959 г. была помещена статья В.С. Мелик-Пашаева «О так называемой переходной зоне при определении водонефтяного контакта». В статье совершенно справедливо отмечается огромное значение, которое приобретает знание положения водонефтяного контакта при подсчете запасов нефти и разработке месторождений, особенно платформенного типа. Однако, рассматривая переходную зону с целью определения ВНК, В.С. Мелик-Пашаев допускает ряд неточностей, которые приводят к неправильным выводам в отношении оценки ВНК по геофизическим данным.
В связи с важностью затронутого вопроса нам кажется целесообразным более подробно остановиться на вопросе переходной зоны и выделения ВНК по геофизическим данным.
Указание на наличие переходной зоны в разрезе продуктивных пластов встречается как в нашей, так и иностранной специальной литературе.
М. Маскет, например, указывает, что если бы влияние гравитационных сил было неограниченным, то вся реликтовая вода, содержащаяся в нефтяных и газовых месторождениях зоны, стекла бы вниз к подошве подземного резервуара и образовала бы резкую горизонтальную плоскость разграничения с вышележащей нефтью.
Однако благодаря капиллярным силам естественные нефтяные подземные резервуары не имеют описанного распределения жидкостей. Естественное разделение жидкостей по удельным весам не является полным или резким.
В самом деле, в пласте в течение длительного геологического времени происходило перераспределение нефти и воды, пока на границе между ними не устанавливалось равновесие капиллярных и гравитационных сил. Так как поровое пространство коллекторов нефти представляет собой сложную систему капиллярных каналов, размер которых различен, то высота поднятия воды z в нефтяную залежь будет больше в узких каналах и меньше в каналах большого диаметра. Следовательно, с увеличением расстояния от полностью водоносной части пласта (водонасыщение 100%) все большее число пор заполняется нефтью, пока на какой-то высоте zB и выше все доступные для нефти поры не окажутся заполненными ею. Эту часть пласта можно назвать предельно насыщенной нефтью (рис. 1). Коэффициент нефтенасыщения ее Кн=1 - Ков, где Ков - коэффициент остаточного водонасыщения.
Между полностью водоносной частью пласта и предельно нефтенасыщенной коэффициент нефтенасыщения изменяется плавно от нуля до 1 - Ков. Эта часть продуктивного пласта, где значение Кп растет с высотой zB, является переходной зоной.
Выделение переходной зоны в продуктивных пластах возможно только при помощи измерений, которые в каждой точке прямо или косвенно определяют водонефтенасыщение. К таким исследованиям относятся некоторые геофизические измерения в скважине, особенно электрокаротажные. Рассмотрение большого количества электрокаротажных диаграмм показало, что почти во всех случаях, когда скважина вскрывает продуктивный пласт, в подошве которого имеется полностью водоносная часть, наблюдается постепенное изменение удельного сопротивления от водоносной части к предельно нефтенасыщенной, что указывает на постепенное изменение нефтенасыщения в этой части пласта.
На наличие переходной зоны в разрезе продуктивных пластов указывают также результаты измерений наведенной активности (НА) по Na и Cl, которые проводились на месторождениях Башкирии и Татарии против пластов ДI и ДII. Примеры выделения переходной зоны и определения ВНК по результатам электрического и радиоактивного каротажа показаны на рис. 2 и 3.
За существование переходной зоны убедительно говорят также результаты лабораторных исследований образцов песчаника по методу капиллярного вытеснения воды газом.
Математическая обработка результатов лабораторного исследования образцов песчаника из 17 скважин Серафимовского и Бавлинского месторождений показала, что зависимость между водонасыщенностью Кв и давлением вытеснения Р при Р0 < Р < 1 ат приближенно описывается логарифмическим законом
где а - постоянная величина; Р0 - давление смещения (начала вытеснения); m - коэффициент, величина которого в зависимости от структуры порового пространства колеблется в пределах 1,5-2,5.
В случае статического равновесия воды и нефти в однородном пласте песчаника давление вытеснения пропорционально разности гидростатических напоров воды и нефти, а уравновешивающее его капиллярное давление пропорционально капиллярному давлению, уравновешивающему давление вытеснения в лабораторном опыте.
Поэтому, подставляя в (1) вместо Р выражение
где b - коэффициент
пропорциональности;
- разность удельных весов воды и нефти; z - высота
над зоной 100% водонасыщенности, получим зависимость Кв от z в
переходной зоне:
Полагая коэффициент b постоянным и перенося начало координат в точку z0, получим окончательное выражение для водонасыщенности в переходной зоне однородного нефтяного пласта при z < 10 м:
Кривая Кв переходной зоны, построенная по средним значениям А и m для Туймазинского и Бавлинского месторождений (по 17 скважинам A* = 0,33; m* = 1,8), приведена на рис. 1.
Из рассмотрения кривой Кв и выражения (3) видно, что в начале переходной зоны нефтенасыщенность быстро растет с увеличением высоты z; на высоте 1 м нефтенасыщение достигает 60-70%; затем нефтенасыщение постепенно увеличивается до значения 1-Ков. Для оценки удельного сопротивления переходной зоны используем широко применяемую зависимость между коэффициентом увеличения сопротивления Q и коэффициентом водонасыщенности Кв:
Подставляя (4) в (3), получим выражение
В большинстве случаев отношение n/m = 1, поэтому практически можно считать, что удельное сопротивление переходной зоны изменяется пропорционально высоте z:
где С - градиент удельного сопротивления.
На рис. 1
приводится кривая
переходной зоны, построенная по кривой Кв
и (4). Как видно, кривая близка к прямой линии. Очень важно отметить также, что
удельное сопротивление заметно изменяется даже в той части переходной зоны, где
изменение водонасыщенности мало заметно.
На этом же рисунке по
кривой Кв и данным, приведенным в [3], построена кривая зависимости
коэффициента
от водонасыщенности переходной зоны. Приблизительно
такой же характер имеет и кривая
.
Рассмотренные кривые
удельного сопротивления 
и 
позволяют выделить переходную зону, отбить зеркало
воды (точка А) и положение ВНК.
Зеркало воды - уровень, выше которого водонасыщение пласта уменьшается, отбивается по началу увеличения сопротивления на кривых и КС и по началу спада эффекта измерения наведенной активности.
В связи с тем, что
резкого раздела между водоносной и нефтеносной частями пласта нет, понятие ВНК
является как бы условным. Но совершенно очевидно, что положение ВНК должно
находиться в интервале переходной зоны. По нашему мнению, за ВНК целесообразно
принять такой уровень переходной зоны, на отметке которого нефтенасыщение и
удельное сопротивление становятся равными критическому. За величину
критического сопротивления
на данном месторождении можно принять наименьшее
сопротивление пласта, при котором в первоначальный период эксплуатации получают
приток практически безводной нефти. Для Туймазинского и Бавлинского
месторождений приток практически безводной нефти из пласта ДI известен только при удельном сопротивлении пласта
больше 7 ом м, за исключением отдельных случаев. Следовательно, для этих
месторождений критическое сопротивление
равно 7 ом м (
= 10), которое согласно (4) соответствует
водонасыщенности пласта Квкр ~ 30% (Кнкр ~ 70%), что
значительно больше остаточной водонасыщенности (5 +20%).
Если для Туймазинского и
Бавлинского месторождений принять значение
= 10, то при среднем значении С, равном 8 м-1
(определено по 17 скважинам), ВНК согласно (5) должен находиться выше подошвы
переходной зоны этих месторождений на высоту zBHK =1,2 м.
Таким образом, ВНК
разделяет переходную зону на две части; нижняя часть 
(рис. 1) не входит в
подсчет запасов нефти. Неучтенные запасы нижней части зоны 
приблизительно компенсируются
тем, что при подсчете запасов верхней части переходной зоны мы завышаем их на
величину
(рис. 1), полагая, что нефтенасыщенность в ней равна средней
нефтенасыщенности нефтяного пласта. Как показали подсчеты, для средней кривой Кв
на рис. 1 эта компенсация выполняется при 
= 1 м. Совпадение величин 
, полученных по критическому сопротивлению
и по условию компенсации
, указывает на целесообразность определения условного
ВНК по критическому сопротивлению на кривой сопротивления переходной зоны. При
этом необходимо помнить, что значения
и
для различных коллекторов могут значительно
изменяться по величине.
При отбивке ВНК по геофизическим данным многие геофизики и геологи не учитывали как характер изменения нефтенасыщенности в переходной зоне, так и характер связи геофизических параметров с нефтенасыщенностью.
Это привело к тому, что положение ВНК определялось по-разному и неправильно. Так, например, определение ВНК по электрокаротажу проводилось:
а) по кровле переходной зоны, выделенной по кривой сопротивления (рис. 3, 1);
б) по максимуму на кривой большого подошвенного градиент-зонда (рис. 3, 2);
в) по середине переходной зоны (рис. 3);
г) по подошве переходной зоны (рис. 3).
На рис. 3 видно, что во всех указанных вариантах мы получаем различные положения ВНК, ни одно из которых не соответствует фактическому ВНК. Ошибка определения ВНК при этом может быть большой.
При отбивке ВНК по кровле вся нефть, заключенная в переходной зоне, исключается из подсчета запасов. Максимум кривой КС и середина переходной зоны в большинстве случаев не соответствуют положению ВНК, так как удельное сопротивление в середине переходной зоны значительно больше критического и положение максимума зависит не только от параметров переходной зоны, но и окружающих пород.
Отбивка ВНК по подошве переходной зоны неверна, так как нефтенасыщенность в этой точке равна нулю. Ошибки, полученные при определении ВНК по геофизическим данным, по-видимому, и послужили В.С. Мелик-Пашаеву для заключения о трудности определения ВНК по геофизическим данным.
Выводы
1. Между водоносной и нефтеносной частями продуктивного пласта существует переходная зона, которую необходимо учитывать при определении положения ВНК.
2. В переходной зоне однородных пластов нефтенасыщение изменяется от нуля до 1-Ков по приближенному закону
В неоднородных пластах распределение нефти и воды в переходной зоне значительно усложняется; поэтому этот вопрос требует дополнительного изучения в дальнейшем.
3. За ВНК следует считать точку переходной зоны с критическим сопротивлением. Эта точка для месторождений Башкирии и Татарии расположена на 1-1,5 м выше зеркала воды.
4. Самыми эффективными методами выделения переходной зоны и отбивки положения ВНК являются геофизические методы, особенно электрокаротаж, в комплексе с определенным минимумом керна.
ЛИТЕРАТУРА
1. Альпин Л.М., Кулинкович А.Е. Отчет по теме «Теория каротажа по методу сопротивлений для пластов с проникновением раствора». ВНИИГеофизика, 1959.
2. М. Маскет. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953.
3. Бланков Е.Б. Отчет опытно-методической партии 7/58 «Освоение и внедрение новой техники и методики радиоактивного каротажа». Бугульма, 1959.
ВНИИГеофизика
Рис. 1. Кривые зависимости коэффициента
водонасыщения Кв, отношения удельного сопротивления переходной зоны
к удельному сопротивлению водоносного песчаника
эффекта наведенной активности 
от высоты z над подошвой переходной зоны.
Н - предельно нефтенасыщенная часть пласта; В - полностью водонасыщенная часть пласта; ПЗ - переходная зона.
Рис. 2. Выделение переходной зоны и определение ВНК по данным радиометрического и электрического каротажа. Скв. 483, Бавлы.
См. подпись к рис. 1.
Рис. 3. Определение положения ВНК по данным БКЗ в скв. 428, Бавлы.
См. подпись к рис. 1.