Об определении положения водонефтяного контакта (В порядке обсуждения.)
А. В. Величко
Положение поверхности ВНК определяется по данным испытания скважин, исследований керна, по интерпретации результатов БКЗ и радиометрии. Наиболее сложно и недостоверно испытание скважин на приток нефти. Практика показывает, что часто испытание скважин, пробуренных в заведомо водонефтяной части пласта, проводится очень осторожно: перфорируется лишь верхняя часть горизонта, и материалы по этим скважинам фактически нельзя использовать для установления границы раздела нефть-вода. В этих случаях основными являются данные по БКЗ и радиометрии.
Интерпретация последних неоднозначна из-за наличия так называемых водо-нефтяных переходных зон.
Если для месторождений с небольшой по площади водонефтяной частью залежи неоднозначная интерпретация не имеет практического значения, то для месторождений с небольшими углами падения, но с большой водо-нефтяной зоной, от правильного решения этого вопроса будет зависеть точность подсчета запасов.
О переходных зонах ничего не сказано в учебных пособиях по интерпретации результатов каротажа, изданных до 1956 г. [2, 5, 6]. В книге «Эксплуатация нефтяных месторождений» [8] отмечается, что «зона водонефтяного контакта всегда является переходной зоной переменной водонасыщенности; мощность этой зоны может достигать величины 3-5 м».
Американский исследователь Маскет тоже говорит о существовании переходных зон, появление которых он объясняет наличием капиллярных сил [7].
В 1955 г. В. Н. Дахнов, А. И. Холин и О. А. Барсуков при рассмотрении вопроса о расчленении коллекторов по нефтеводонасыщению при применении нейтронного гамма-метода в обсаженных скважинах указывали на возможность регистрации переходной зоны [3].
К такому же выводу пришли многие геофизики [1].
Если эта зона существует, то встает вопрос, как учитывать ее мощность при подсчете запасов нефти?
В новой книге по подсчету запасов нефти и газа, ввиду того что еще точно не установлено, имеют ли практическую ценность коллекторы переходной зоны, не были даны определенные рекомендации [4].
В 1953-1956 гг. нам пришлось заниматься вопросами подсчета запасов нефти и газа по целому ряду месторождений Западной Башкирии и Восточной Татарии.
В рукописных работах некоторых исследователей мощность переходной зоны для отдельных месторождений указанной территории колеблется от 3,5 до 7 м. Одни исследователи (А.В. Копытов, П.И. Витугин и И.Г. Пермяков) считали, что нефтенасыщенность пород переходной зоны равна 50% и чтобы при подсчетах не вводить двух коэффициентов нефтенасыщения в расчет принимали лишь половину мощности этой зоны. Другие исследователи (К.Б. Аширов и А.И. Губанов) всю мощность переходной зоны исключали из подсчета запасов, а отдельные исследователи учитывали всю мощность этой зоны. А это значит, что в одном случае отметка поверхности первоначального ВНК бралась посредине переходной зоны, в другом случае - в кровле ее и, наконец, в третьем - в подошве,
Чтобы выяснить, в какой части переходной зоны проводить границу раздела нефть - вода, был проанализирован фактический материал по скважинам Туймазинского, Бавлинского, Серафимовского и Константиновского месторождений, пробуренным в водонефтяных частях залежей. По каждой скважине были собраны материалы БКЗ, описание керна, данные об удельных сопротивлениях глинистого раствора, сведения об интервалах перфорации и результатах опробования. Большое внимание уделялось датам появления воды и продвижения ее в процессе эксплуатации. Скважины были разбиты на две группы: первая группа с «переходными» зонами и вторая - без «переходных» зон.
На Туймазинском месторождении из 23 скважин, вскрывших отложения первого девонского горизонта (Д1), в водо-нефтяной части залежи в разрезах 12 скважин по БКЗ была выделена переходная зона, в разрезах 11 скважин четко отбивалась граница нефть -вода. По второму девонскому горизонту (ДII) из 17 скважин переходная зона отмечена в разрезах 15 скважин и в двух определена граница нефть - вода.
Анализ данных показал следующее.
1. Переходные зоны отмечаются в песчаниках и алевролитах (рис. 1), причем разрезы большинства скважин, в которых отмечались переходные зоны, представлены песчаниками.
2. Породы переходной зоны характеризуются кажущимися удельными сопротивлениями от 3 до 11 ом м.
3. Мощность переходной зоны колеблется от 1,4 до 7,8 м.
4. Скважины, в разрезах которых отмечаются переходные зоны, разбросаны по площади и являются одиночными. Даже в разрезах соседних скважин, пробуренных в разное время и находящихся иногда на расстоянии в 250 м друг от друга, переходные зоны не наблюдались.
5. Граница нефть - вода отмечалась по БКЗ в большинстве скважин в прослоях песчаников и иногда в прослоях алевролитов.
6. Абсолютные отметки кровли переходной зоны колеблются от -1470,3 до -1492,6 м, а поверхности водонефтяного контакта - от -1483,4 до -1490,1 м.
7. При испытании на приток была получена чистая нефть по скважинам, в которых расстояние от границы нефть-вода до нижних дыр перфорации колебалось от 7,1 до 10 м.
8. При испытании получали нефть и воду (от 4,4 до 14%) в тех случаях, когда расстояние от нижних дыр перфорации до границы нефть - вода не превышало 4,4 м.
9. При расстояниях от нижних дыр до кровли переходной зоны от 0 до 3 м был получен большой процент воды (до 30%), среднее значение кажущихся сопротивлений пород переходных зон по этим скважинам составляло от ~ 5,2 до - 10,7 ом м.
10. При расстояниях от нижних дыр перфорации до кровли переходной зоны свыше 3 м получали нефть с незначительным процентом воды (до 10%).
11. При расстоянии между нижними дырами и кровлей переходной зоны свыше 6 м получали нефть (см. рис. 1).
Сходство результатов опробования прослоев, в которых отмечалась переходная зона, и прослоев, в которых четко отбивалась граница нефть - вода, позволило установить, что породы переходной зоны содержат большое количество воды и незначительное количество нефти.
По Бавлинскому месторождению из 30 скважин, пробуренных в водо-нефтяной части залежи (на 1 января 1955 г.), в 12 скважинах отмечается переходная зона и в 18 скважинах - четкая граница нефть - вода.
Анализ фактических данных позволил сделать выводы, аналогичные приведенным выше.
1. Наличие переходных зон и четкая граница нефть - вода отмечаются в песчаниках.
2. Мощность пород переходной зоны колеблется от 1,2 до 4,8 м (рис. 2).
3. Абсолютные отметки глубины залегания кровли переходной зоны колеблются от 1483,5 до 1488,3 м.
Абсолютные отметки границы нефть- вода изменяются от 1483 до 1490,9 м,
4. Удельные сопротивления пород переходной зоны в единичных случаях 10-15 ом м, а водоносных прослоев 0,8-10 ом*м.
Необходимо отметить, что в скв. 403, где нижние дыры перфорации приходятся на кровлю переходной зоны, при опробовании получили нефть и 76,7% воды. После изоляции процент воды практически не уменьшился (73%),
По Серафимовскому месторождению по данным подсчета запасов из разрезов 64 скважин только в двух отмечаются переходные зоны (скв. 19 и 126).
В скв. 19 удельное сопротивление песчаников горизонта ДI в интервале 1837,4-1843 м составляет 40 ом м, а песчаники интервала 1843-1847 мг относятся к переходной зоне. Интервал 1847-1853 м водоносен. Перфорирован интервал 1837-1840 м. При освоении получили приток нефти с водой. При повторном опробовании после изоляции водоносной части пласта до глубины 1844 м с интервала 1837-1840 м получили нефть. Скважина вступила в эксплуатацию глубинным насосом с начальным дебитом 35 т/сутки с незначительным процентом воды (до 4%). В процессе эксплуатации процент воды увеличился (до 9,6%). Анализ опробования данной скважины позволил установить, что в результате первого опробования вместе с нефтью получена вода, видимо, из переходной зоны.
На Константиновском нефтяном месторождении по горизонту ДI в приконтурной зоне на 1 июля 1953 г. пробурили две скв. 41 и 39.
В скв. 41 испытывался интервал, породы которого имели кажущееся сопротивление 23,5 ом м. Геологи, подсчитывавшие запасы, этот интервал относили к переходной зоне. Поднятый керн представлен темно-коричневым, нефтенасыщенным песчаником, переходящим внизу в водоносный. При испытании получена вода с пленками нефти.
В скв. 39 к переходной зоне были отнесены породы интервала 1524,6-1527,8 м. При испытании песчаников в интервале 1523,8-1525,8 м получена нефть с водой (от 36 до 40%).
Из общего числа скважин, вскрывших отложения горизонта ДII, в разрезах трех скважин отмечены переходные зоны (скв. 6, 48 и 49).
Особого внимания заслуживают результаты испытаний по скв. 6 и 49, показавшие, что породы, относящиеся к переходным зонам, содержат нефть в непромышленных количествах. При опробовании пород, относящихся непосредственно к переходным зонам, были получены притоки воды с пленками нефти. В тех случаях, когда нижние дыры перфорации располагались на уровне кровли переходной зоны, при опробовании получали нефть со значительным процентом воды (от 25 до 76,7%). Чем больше были расстояния от нижних дыр перфорации до кровли переходной зоны, тем меньший процент воды получали при опробовании.
Аналогичные результаты опробования дало испытание пластов, в которых отсутствовала переходная зона, и по БКЗ устанавливалась граница нефть - вода.
Отмечается определенная закономерность между количеством воды, полученным при опробовании, и литологическим составом коллекторов. Чем однороднее по гранулометрическому составу песчаник, тем быстрее обводняется скважина, и, наоборот, тонкие прослои глинистых алевролитов или глин служат как бы преградой для нижних вод.
Результаты испытания скважин позволяют считать, что часть коллектора, отнесенная к переходной зоне, содержит большое количество воды и незначительное количество нефти. Поэтому при отбивке нефтенасыщенной части продуктивных пластов в скважинах, имеющих «переходную» зону, за границу раздела нефть-вода следует принимать кровлю этой зоны.
Перечисленные рекомендации можно использовать при пересчетах запасов по указанным выше месторождениям. Можно их применить и для аналогичного типа залежей с предварительным проведением по этим месторождениям описанных исследований.
Кроме того, целесообразно проводить лабораторные исследования образцов пород, взятых из интервалов переходной зоны, для установления коэффициентов нефтенасыщения.
Все описанные исследования проводить необходимо, так как от их результата будет зависеть степень точности подсчета запасов нефти.
Например, по горизонту Д1 средняя мощность переходной зоны равна 3,5 м, а по нижележащему горизонту ДII - 5,3 м. От всего объема пористых и проницаемых пород горизонта ДI объем переходной зоны составляет 34%, а от объема пород горизонта ДII-25%.
Из расчета следует, что если объем всех коллекторов вместе с объемом пород переходной зоны принять за 100%, то при исключении из подсчета объема переходной зоны запасы нефти будут уменьшены по первому горизонту на 34%, а по второму на 25%. Если же в расчет принимать половину мощности переходной зоны, то величина запасов уменьшится соответственно на 17 и 12,5%. В том же случае, когда мощность переходной зоны будет учитываться, запасы увеличатся соответственно по ДI на 34% и по ДII на 25%.
Следовательно, проведенные исследования позволят более точно определять объемы нефтенасыщенных коллекторов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Галявич А.Ш., Дворкин И.Л., Лепешинский И.Ю., Дорофеев В.С. Оценка водонефтеносности пластов в обсаженных скважинах методом нейтронного гамма-каротажа. Нефтяное хозяйство, № 11, 1955.
2. Дахнов В.Н. Интерпретация каротажных диаграмм. Гостоптехиздат, 1948.
3. Дахнов В.Н., Холин А.И., Барсуков О.А. Расчленение коллекторов по нефтеводонасыщению в обсаженных скважинах нейтронным гамма-методом. Нефтяное хозяйство, № 8, 1955.
4. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Величко А.В., Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.
5. Итенберг С.С. Нефтепромысловая геофизика для геологов. Гостоптехиздат, 1951.
6. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивления. Интерпретация. Гостоптехиздат, 1951.
7. Морис Маскет. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953.
8. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1949.
КФ ВНИИНефтъ
Рис. 1. График отделения нефти от воды по БКЗ в скв. 313 (А+ удл.) = 244,25; r0 = 0,6 (t = 14° С), r0 = 0,5 (t = 20° С).
1 - нефть; 2 - водонефтяная переходная зона; 3 - вода; 4 - интервалы перфорации.
Рис. 2. График отделения нефти от воды по БКЗ в скв. 513, 526 и 528 (А + удл. соответственно равно 234,8, 141,6, 251,6).
1 - нефть; 2 - вода; 3 - водонефтяная переходная зона; 4 - интервалы перфорации.