Определение первоначального ВНК в терригенных коллекторах девона Татарии
Д.А. ШАПИРО
Принято считать, что в необсаженных скважинах определять ВНК в песчаниках и алевролитах девона Волго-Уральской нефтеносной области сравнительно просто. Однако на практике при решении этого вопроса геофизики-интерпретаторы и промысловые геологи встречаются со значительными трудностями, и в течение последних лет методика определения ВНК по промыслово-геофизическим данным значительно изменилась как в Татарии, так и в соседних с нею районах со сходными геологическими условиями.
Как известно, значения удельного электрического сопротивления, характерные для водоносных и нефтеносных пластов, перекрывают друг друга. Это происходит не только потому, что они зависят, кроме нефтенасыщенности пластов, от их пористости и степени цементации, от удельного сопротивления пластовых вод и т.д. В условиях терригенных отложений девона эти факторы поддаются учету. Удельные сопротивления пластовых вод сравнительно постоянны - около 0,034 омм при температуре пластов 40° С; пористость приближенно определяют по диаграммам ПС [2, 11]. Но даже при одной и той же нефтенасыщенности и, следовательно, при прочих равных условиях, при одинаковых удельных сопротивлениях пласты в зависимости от конкретных геологических условий отдают в одних случаях нефть, в других воду. Вопрос о «пограничных» значениях геофизических параметров решается в конечном итоге на основании испытаний скважин, и неверное истолкование их первых результатов для данной нефтяной залежи может привести к многочисленным ошибкам при дальнейшей интерпретации; промыслово-геофизических материалов.
В первые годы разработки Ромашкинского и Бавлинского месторождений среди геологов и геофизиков Татарии преобладало мнение, что пласт или его подошвенная часть с удельным сопротивлением ниже 12 омм является преимущественно водоносным. Эта точка зрения опиралась на результаты испытаний таких пластов вблизи ВНК, действительно в большинстве случаев дававших воду или нефть с большим содержанием воды, как выяснилось позднее, в основном вследствие затрубной циркуляции воды из нижележащих водоносных пластов. Так как было очевидно, что песчаники с удельными сопротивлениями 5-12 омм должны содержать нефть, то их относили к так называемой «переходной зоне». При этом термину «переходная зона» придавалось различное значение. Геофизики-интерпретаторы называли так пласт (или его подошвенную часть), сопротивление которого постепенно повышалось примерно от 3-6 омм в подошве до 8-12 омм и выше в кровле или отдельные тонкие пласты с сопротивлением 3-12 омм (в том же смысле термин используется и в настоящей статье). Как было доказано позднее (см. ниже), такие пласты в большей своей части нефтеносны. В промысловой практике под «переходной зоной» понимались пласты, отдающие нефть с водой. Смешению этих двух различных понятий способствовали отдельные неудачные результаты испытаний пластов с переходной характеристикой.
Понятие «водо-нефтяной контакт» также определялось по-разному. Правильным, по нашему мнению, является определение ВНК как поверхности, выше которой при надежной изоляции от водоносных горизонтов пласт отдает нефть, хотя бы и со значительным количеством воды. Та же точка зрения высказана В.С. Мелик-Пашаевым [5]. Однако многие авторы, как и большинство геологов-производственников, принимали за ВНК подошву только той части пласта, которая отдает безводную или почти безводную нефть. Поэтому при проектировании и анализе разработки Ромашкинского и Бавлинского месторождения ВНК проводился в большинстве случаев по кровле «переходной зоны». Этому способствовало то обстоятельство, что до 1958 г. на промыслах Татарии не были созданы условия для отбора загрязненной нефти и промыслы отказывались от испытания пластов «переходной зоны».
К концу 1954 г. в некоторых скважинах (например, скв. 449 и 450 Абдрахмановской площади) были получены притоки нефти из пластов с удельными сопротивлениями 7-12 омм, расположенных на абсолютных отметках до -1492 м при средней отметке ВНК на этом участке, принятой в то время равной -1486 м. В скв. 435 Миннибаевской площади была получена нефть с водой при удельном сопротивлении пласта около 3 омм. На основании этих факторов автором и группой работников Альметьевской промыслово-геофизической конторы к началу 1955 г. были пересмотрены все промыслово-геофизические материалы по району, обслуживаемому конторой (северная часть Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и расположенные к северу от них площади, в то время разведочные). По всем скважинам этого района были построены упрощенные корреляционные схемы, впоследствии дополнявшиеся данными по всем вновь пробуренным скважинам.
Эти и последующие построения показали, что в тех случаях, когда пласты переходной зоны с удельными сопротивлениями 7-12 омм (а иногда и 3-7 омм, например, в скв. 1502 и 1566 Восточно-Сулеевской площади) не контактируют по простиранию или разрезу с водоносными пластами, они при исправном цементаже дают нефть. Следовательно, такие пласты должны рассматриваться как нефтеносные с повышенным содержанием связанной воды.
Но тогда нужно считать нефтеносными и пласты с аналогичной геофизической характеристикой, непосредственно контактирующие с водоносными пластами. Они отдают воду или нефть с водой не потому, что сами содержат свободную воду, а вследствие поступления воды снизу через дефектное цементное кольцо или благодаря вертикальной проницаемости пластов. Это подтвердилось многочисленными исследованиями методом изотопов в скважинах, давших воду из пластов или прослоев с переходной характеристикой (скв. 115 и 117 Ново- Ибрайкинской площади, скв. 157 Акташской площади, скв. 2026 Павловской площади, скв. 3512 Азнакаевской площади и т. д.). Следовательно, ВНК нужно проводить не по кровле, а вблизи подошвы переходной зоны.
Анализ диаграмм БКЗ позволяет предложить следующую схему (рис. 1) распределения нефтенасыщенности в мощном пласте с подошвенной водой [9]. В кровельной части пласта, достаточно удаленной от ВНК, нефтенасыщенность по промыслово-геофизическим данным достигает 85-92% (изредка - 94%). Эта часть пласта содержит только пленочную, реликтовую воду, прочно связанную с поверхностью зерен породы или находящуюся в субкапиллярных порах. Такую воду нельзя вытеснить из пласта и отбирать вместе с нефтью. Ниже залегает часть пласта с нефтенасыщенностью, понижающейся к подошве примерно до 70% (иногда до 55%), и с удельными сопротивлениями, падающими в нижней части до 7 омм (иногда до 3-4 омм). Эту часть пласта и называют не совсем правильно переходной зоной. Здесь снижение нефтенасыщенности объясняется капиллярным подъемом воды, который тем больше, чем меньше радиус капилляра [6, 7, 12]. Рыхло связанная капиллярная вода может в очень небольшом количестве отдаваться при эксплуатации вместе с нефтью [4, 5 и др.]. Эта же точка зрения на причины понижения нефтенасыщенности и удельного сопротивления переходной зоны высказана в работах Н.Н. Сохранова [6, 7] и В.С. Мелик-Пашаева [5], причем последний называет такую воду «подошвенной», что не совсем верно. Но наличие «переходной зоны» наблюдается и в пониженных частях нефтеносных пластов, не контактирующих с зеркалом воды. Возможно потому, что причиной пониженной нефтенасыщенности переходной зоны наряду с капиллярным подъемом воды может служить и перераспределение реликтовой воды в нефтеносных пластах в течение геологических периодов. ВНК мы приурачиваем к подошве этой части пласта (Точнее выше ВНК в однородных пластах имеется прослой, содержащий нефть и свободную воду, но мощность его не превышает 0,5-1,5 м. По радиоактивным методам ВНК определяется в кровле этого прослоя.). Ниже пласт уже водоносен, но вблизи ВНК он обладает остаточной нефтенасыщенностью (до 30-40%) и удельными сопротивлениями до 3-4 омм и иногда (в уплотненных разностях) до 6-8 омм.
Как видно из рис. 1 и 2, на диаграммах сопротивления больших подошвенных градиент-зондов четко определяется кровля переходной зоны, а истинный ВНК отмечается слабым перегибом кривой КС, иногда совершенно сглаженным. В ряде случаев ВНК более четко определяется на диаграммах малых зондов БКЗ (см. рис. 2). Это объясняется тем, что в нефтеносной части пласта в зоне проникновения бурового раствора сохраняется значительное количество остаточной нефти.
По мнению Н.Н. Сохранова [6, 7], нефтенасыщенность и удельное сопротивление пласта в переходной зоне изменяется постепенно без скачка у ВНК. Это, по-видимому, правильно для однородного пласта, но практически приводит к тем же выводам: по Н.Н. Сохранову при минерализации пластовых вод и пористости, характерных для терригенных коллекторов девона Волго-Уральской области, пласт нефтеносен при нефтенасыщенности более 70% и удельном сопротивлении свыше 7 омм, причем ВНК находится на 1-1,5 м выше подошвы переходной зоны.
При этом Н.Н. Сохранов принимает за ВНК подошву части пласта, отдающей безводную нефть. ВНК в принятом нами смысле этого слова лежит еще ближе к подошве «переходной зоны» [6].
Если при корреляционных построениях принимать за ВНК кровлю «переходной зоны», то не удается уловить какие-либо закономерности в изменении положения ВНК по залежи, так как мощность переходной зоны зависит от литологической характеристики пласта и от наличия в нем слабопроницаемых прослоев и поэтому резко изменяется по простиранию залежи. Если же ВНК приурачивается к подошве переходной зоны, то изменения его положения легко увязываются со структурой пластов на данном участке. На фоне общего понижения абсолютной отметки ВНК Ромашкинского месторождения с севера на юг отмечаются локальные понижения ВНК или чаще подошвы нефтеносных пластов на 3-5 м по сравнению со средним его положением на данном участке (скв. 355 Абдрахмановской площади, скв. 217 Миннибаевской площади). Такие локальные понижения нефтеносных участков пласта образовались уже после сформирования залежи в результате последующих тектонических движений. Пониженные участки остались изолированными от водоносных частей пласта, поэтому они остались нефтеносными. Эта точка зрения согласуется, в частности, со взглядами А.И. Клещева [3] на формирование нефтяных залежей Татарии. В отдельных случаях наблюдается повышенное залегание кровли водоносного пласта, изолированного на прилегающих участках от нефтеносных горизонтов (скв. 237 Миннибаевской площади).
На рис. 3 слева в пласте, сообщающемся с водоносной частью залежи, ВНК занимает нормальное положение. При перфорации прослоя с переходной характеристикой здесь может быть получена вода вследствие вертикальной проницаемости пласта. Справа в пониженной части залежи, изолированной от водоносных горизонтов, будет получен приток безводной или почти безводной нефти при более низких абсолютных отметках и меньшей нефтенасыщенности. Даже если в подошве пласта имеется небольшое скопление воды, процент ее в дебите скважины будет со временем уменьшаться, так как со стороны окружающих участков залежи существует подпор нефти, пока не прорвется «большая» законтурная или нагнетаемая вода [8, 9 и др.]. Таким образом, правильная интерпретация промыслово-геофизических материалов возможна только при учете положения скважины на структуре и микротектонического строения окружающих участков залежи.
На основании полученных результатов интерпретационная служба Альметьевской геофизической конторы в 1955 г. отказалась от термина «переходная зона» ввиду его неоднозначности, заменив его более громоздкими, но зато и более точными терминами: «нефтеносный пласт с пониженной нефтенасыщенностью», «водоносный пласт с остаточной нефтенасыщенностью». Были сделаны обязательными упрощенные корреляционные построения при интерпретации промыслово-геофизических исследований. По 44 скважинам даны предложения о вскрытии пластов, расположенных ниже существовавших в то время интервалов перфорации.
Изложенная точка зрения к началу 1959 г. постепенно получила признание большинства геологов и геофизиков Татарии. В частности, она была поддержана в печати В.С. Мелик-Пашаевым [5]. По предложению главного геолога Р. Мамлеева НПУ Азнакаевнефть в 1958 г. провело испытание ряда пластов, охарактеризованных как переходная зона, причем были получены значительные притоки нефти.
В марте 1959 г. геологическое совещание при главном геологе Управления нефтяной промышленности Татсовнархоза приняло решение о пересмотре геофизических и промысловых материалов по всем площадям Ромашкинского месторождения, вступившим к тому времени в разработку для определения первоначального положения ВНК. За основу при определениях ВНК были приняты приведенные ниже критерии, основанные на общеизвестных принципах интерпретации промысловогеофизических материалов [1], на изложенных выше положениях [9] и на результатах испытаний скважин Ромашкинского месторождения.
1. Под водо-нефтяным контактом понимается условная поверхность, ниже которой пласт отдает воду, а выше (при надежной изоляции от подошвенных вод) - нефть или нефть с водой.
2. Коллекторы с пористостью (по данным ПС) свыше 18% следует считать нефтеносными, если их удельное электрическое сопротивление превышает 8 омм. Водоносные коллекторы с пористостью свыше 18% имеют удельное сопротивление ниже 3 омм. Подошвенная часть пласта или отдельный пласт с удельным сопротивлением от 3 до 8 омм в зависимости от положения на структуре и литологической характеристики могут быть как нефтеносными, так и водоносными. Для коллекторов с пористостью ниже 18% верхний предел удельных сопротивлений пластов с неопределенной характеристикой может повышаться.
3. По диаграммам КС больших подошвенных градиент-зондов (М4А0,5В; М7,5А0,75В) верхнее возможное положение ВНК в достаточно мощных песчаниках с явно выраженной обводненной частью соответствует началу спада кривой КС (при движении по диаграмме сверху вниз), нижнее - кажущимся сопротивлениям 3-5 омм (см. рис. 1). В ряде случаев положение ВНК внутри этого интервала уточняется перегибом кривой КС больших зондов (обычно слабо выраженным), а также пикой или перегибом кривых КС меньших градиент-зондов и резким спадом КС на диаграммах стандартного потенциал-зонда. Другими словами, очень часто нефтеносная часть пласта отмечается более высокими КС по сравнению с водоносной частью и на диаграммах малых зондов БКЗ.
На диаграммах большого потенциал- зонда В20А2,5М в пластах достаточно большой мощности (больше 2,5 м) ВНК определяется на 1,25 м ниже спада кривой КС от значений 5-10 омм к значениям 1-3 омм.
Следует иметь в виду, что на диаграммах малых зондов БКЗ (в том числе стандартного потенциал-зонда В7,5А0,75М) при мощности пласта, большей длины зонда, могут быть повышены КС против водоносных пластов, но не может быть низких КС против нефтеносных.
В случаях, когда возможно понижающее экранирование вышележащим тонким высокоомным пластом, КС больших градиент-зондов в нефтеносных пластах может быть резко занижено (до 1 -2 омм) и положение ВНК в пределах зоны экранирования (на длину зонда ниже экранирующего пласта) определению не поддается. В ряде случаев использовать зонд М4А0,5В и особенно зонд М7,5А0,75В для определения ВНК в таких условиях невозможно. Следует учитывать, что иногда влияние проникновения в водоносных пластах может повышать КС вплоть до зонда М4А0,5В.
4. Если определить ВНК по большим зондам в данной скважине невозможно, его определяют сопоставлением разреза с соседними скважинами, где получено четкое определение ВНК. Положение ВНК, определенное таким образом, уточняется по малым зондам БКЗ (ВНК приурочивается к пике или перегибу кривых КС вблизи положения, определенного по корреляции).
При корреляции учитывается, что в мощных пластах, в которых на данном участке отмечено наличие ВНК, абсолютная отметка ВНК сохраняется в соседних скважинах (в пределах погрешности определения глубин). Если же нефтеносный пласт не сообщается с водоносной частью залежи, он может оставаться нефтенасыщенным и на отметках более низких, чем среднее положение ВНК на площади. Водоносный пласт, не сообщающийся с нефтеносными пластами, также может остаться водонасыщенным и там, где он поднимается выше среднего положения ВНК.
5. На участках, где возможен подъем ВНК в процессе эксплуатации, в одном и том же пласте может наблюдаться резкое различие в положении ВНК в соседних скважинах. До появления пресной воды в эксплуатационных скважинах определение ВНК по БКЗ в зоне его подъема во вновь пробуренных скважинах, за редкими исключениями, не встречает затруднений. Но по мере продвижения пресной воды определение ВНК значительно осложняется. Пласты, обводненные пресными водам, должны выделяться повышенным удельным сопротивлениями, резко сниженными (вплоть до полного исчезновения и смены знака аномалии) амплитудами ПС, при сохранении показаний ГК, НГК и микрокаротажа, характерных для пластов-коллекторов.
6. При уточнении положения ВНК по результатам испытаний скважин получение из пласта нефти служит достаточным доказательством его нефтенасыщенности. Получение при испытании воды еще не доказывает водоносность пласта. В этом случае результаты испытаний подлежат проверке геофизическими исследованиями для определения источника обводнения скважины (метод изотопов, определение ВНК нейтронными методами, исследование резистивиметром и электротермометром). Все эти положения должны применяться с учетом конкретных условий данного участка месторождения. Очевидно, при подсчете запасов нефти по залежи необходимо учитывать повышенную нефтенасыщенность так называемой «переходной зоны». Методику определения ее удельного сопротивления и, следовательно, нефтенасыщенность см. например, в работах [6, 7].
Пересмотр первоначального положения ВНК был проведен на Миннибаевской, Абдрахмановской, Павловской, Восточно-Сулеевской, Альметьевской, Зеленогорской и Южно-Ромашкинской площадях Ромашкинского месторождения. В результате получено «приращение» средней мощности нефтеносных пластов горизонта Д1 от 1,6% по Миннибаевской площади до 23% - по Павловской и 25% - по Зеленогорской (последние две площади расположены почти целиком между внутренним и внешним контурами нефтеносности; большая часть первой - внутри внутреннего контура). Эти данные показывают, какие важные коррективы внесены в существовавшую методику определения ВНК.
В заключение следует отметить, что по любому месторождению представления о первоначальном и текущем распределении нефти и воды в залежи, а также о других ее параметрах с течением времени неизбежно изменяются в свете новых данных, поэтому мы считаем целесообразным проведение раз в 3-4 года подобных работ и по другим месторождениям.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955.
2. Дахнов В.Н. и Долина Л.П. Геофизические методы изучения газонефтяных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.
3. Клещев А.И. К вопросу об условиях формирования девонских залежей нефти Татарии. Геология нефти, 1957, № 4.
4. Локшин И.А., Султанов С.А., Полуян И.Г. Анализ состояния разработки Бавлинского нефтяного месторождения. Геология нефти, 1958, № 3.
5. Мелик-Пашаев В.С. О так называемой переходной зоне при определении водо-нефтяного контакта. Геология нефти и газа, 1959, № 2.
6. Сохранов Н.Н. Изучение переходной зоны продуктивных пластов по электрокаротажу. Сб. «Прикладная геофизика» вып. 24. Гостоптехиздат, 1960.
7. Сохранов Н.Н. О переходной зоне и определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям. Геология нефти и газа, 1960, № 5.
8. Шапиро Д.А. Об особенностях в распределении нефтенасыщенности и положения водо-нефтяного контакта в пашийских слоях центральной части Ромашкинского месторождения. Татарская нефть, № 6, 1957.
9. Шапиро Д.А. Разделение нефтеносных и водоносных пластов и контроль за продвижением воды геофизическими методами. Татарская нефть, № 3-4, 1959.
10. Шапиро Д.А. Определение водонефтяного контакта по БКЗ в условиях терригенных отложений девона Татарии. Татарская нефть, № 9, 1960.
11. Шапиро Д.А. и Нейман В.С. Об оценке пористости пластов по ПС. Сб. «Геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин». Труды ВНИИ, вып. XXIX. Гостоптехиздат, 1960.
12. Щелкачев В.Н. и Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1949.
Альметъевская промыслово-геофизическая контора
Рис. 1. Схема распределения нефтенасыщенности в пласте ВНК.
а - удельное сопротивление пласта (ρ); б - кажущееся сопротивление (КС). 1 - аргиллиты; 2-нефтеносный пласт (Кн ≈ 85-92%; ρ≈ 30-200 омм); 3 -нефтеносный пласт с пониженной нефтенасыщенностью (Кн ≈ 70-80%; ρ≈ 7-12 омм); 4 -водоносный пласт с остаточной нефтенасыщенностыо (Кн ≈ 30-40%; ρ ≈ 3-4 омм); 5 - водоносный пласт (ρ≈ 0,5- 1 омм).
Рис. 2. Пример определения ВНК.
1 - нефтеносные пласты, 2 - водоносные пласты.
Рис. 3. Схема, иллюстрирующая зависимость положения ВНК и нефтеотдачи пластов от их микротектонического строения.
1 -вода, 2 -нефть.