К оглавлению

УДК 553.982.2:622.276.21

Влияние изменений плотности нефти на положение водо-нефтяного контакта и смещение залежей

Ю. П. Гаттенбергер

В настоящее время установлена негоризонтальность водо-нефтяных контактов (ВНК) многих залежей нефти. По современным представлениям [2, 7, 8] различие высотного положения ВНК единых залежей в основном обусловлено следующими факторами: а) различием литологического строения продуктивного пласта; б) условиями формирования залежей; в) физико-химическими и биохимическими процессами в зоне ВНК; г) движением пластовых вод; д) различием свойств нефти (и пластовых вод) по площади залежи. Три первых фактора, как правило, приводят к образованию локальной, незакономерной гофрировке поверхности ВНК на фоне его регионального наклона или горизонтального, в общих чертах, положения.

Движение пластовых вод вызывает образование регионального, однонаправленного наклона ВНК. Влияние этого фактора наиболее полно изучено В.П. Савченко [8] и затем М.К. Хаббертом [9], исследования которых определили развитие представлений о наклонных ВНК за последние 20 лет. Эти исследования позволили объяснить наклон ВНК залежей крупнейших нефтегазоносных провинций мира (Урало-Поволжья, Предкавказья, Северной Америки и др.) Вертикальное смещение залежей, вызванное наклоном их ВНК от движения вод, по В.П. Савченко может быть определено следующим выражением:

Где Δh_д.в- вертикальное смещение залежи вследствие движения пластовых вод, м;

Н₁ и Н₂ - приведенный напор пластовых вод соответственно в лобовой и тыловой частях залежи, м;

ρ_в и ρ_н- плотность воды и нефти в пластовых условиях, г/см³.

Однако изучение ВНК многих залежей приводит к выводу, что движение пластовых вод, как ни велика его роль, не является универсальным фактором регионального смещения залежей. Не менее существенно проявляется роль различия плотности нефти в пределах залежи.

Указание о том, что различие плотности нефти и пластовых вод на краях залежей может привести к наклону их ВНК принадлежит В.П. Савченко (1960 г.). Именно с этим обстоятельством он связывал смещение залежи IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края. Однако эти разработки не были опубликованы и не получили развития. Хотя в последующем отмечалось, что наклон ВНК залежей Татарской АССР и Башкирской АССР «противоположен ухудшению качества нефтей» [4], выводов из такого сопоставления не делалось.

Рассмотрим этот вопрос подробнее. Для простоты выберем ограниченный участок залежи длиною Δl в пределах которого кровлю пласта можно принять горизонтальной (рис. 1). Плотность пластовой нефти изменяется от ρ_н.л до ρ_н.т, причем ρ_н.т>ρ_н.л. Пластовая вода неподвижна, т.е. давление на любой горизонтальной плоскости АВ в водяной части пласта одинаково. Давление Р_А складывается из давления столба легкой нефти высотой h_н.л и столба воды высотой Δh_п.л. Давление Р_В определяется давлением столба тяжелой нефти высотой h_н.л+Δh_п.л. По условию Р_А = Р_В, т.е.

где g - ускорение силы тяжести.

Отсюда вертикальное смещение за счет различия плотности нефти

Где Δρ_н=ρ_н.т - ρ_н.л – различие плотности пластовой нефти в пределах залежи, г/см³; h_н.л -высота залежи на участке с легкой нефтью, м;

ρ_в и ρ_н.т - плотность воды и тяжелой нефти в пластовых условиях, г/см³.

Формулой (2) можно пользоваться для оценки смещения залежей, в пределах которых наблюдается закономерное изменение плотности нефти от одного крыла структуры к другому. Учитывая, что обычно смещение гораздо меньше высоты залежи, для простоты расчетов можно заменить h_н.л на среднюю высоту залежи. В табл. 1 приведены смещения условной залежи нефти высотой10 м при разных значениях Δρ_н, ρ_в, ρ_н.т. Если фактическая высота залежи равна h_н, то полученную по табл. 1 величину надо увеличить в h_н/10 раз.

Аналогичное смещение залежей может быть вызвано изменением плотности пластовых вод, подстилающих залежь. Однако на практике важнее роль различия плотности пластовой нефти.

Фактическое смещение залежей определяется суммарным влиянием движения вод и различием плотности нефти. Эти факторы действуют независимо один от другого. Общее смещение залежи в этих условиях находится как векторная сумма каждого из смещений. На практике достаточно определить направление и величину фактического смещения залежей, а затем установить перепады напора вод и изменение плотности нефти по этому направлению. На основе этих данных вычисляется величина смещения от гидродинамического и плотностного факторов. Суммарное смещение

где знак «плюс» берется, если плотность нефти увеличивается по мере снижения напоров вод, а знак «минус» применяется, если плотность нефти увеличивается навстречу падению напоров.

В результате анализа формулы (2) установлено, что величина плотностного смещения при прочих равных условиях прямо пропорциональна высоте залежей. Этим влияние различия плотности нефти существенно отличается от влияния движения подземных вод. Последнее пропорционально не высоте, а ширине залежи, поскольку в одной водонапорной системе, при равных гидравлических градиентах, разность приведенных напоров будет тем больше, чем шире залежь. В конкретных условиях платформенных нефтеносных областей при примерно равной амплитуде нефтеносных структур, это приводит к тому, что для широких залежей превалирует фактор движения вод, тогда как смещение узких залежей в значительной мере определяется различием плотности нефти. Характерные примеры подобных соотношений установлены для девонских залежей Татарской АССР и Башкирской АССР.

На рис. 2 представлена карта поверхности ВНК залежи горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения [6]. ВНК имеет региональный наклон на юг, смещение составляет около 7-10 м. Этот наклон многие исследователи обоснованно связывают с влиянием движения пластовых вод. Справедливость этого мнения подтверждается также зависимостью формы поверхности ВНК от местоположения бесконтактных зон. Наибольшее сгущение изогипс ВНК отмечается на Павловской и Зеленогорской площадях, где находится водо-нефтяной участок, служащий «проливом» для пластовых вод между двумя бесконтактными зонами на западе и востоке. В него направляется весь подземный сток с севера, экранированный бесконтактными зонами, и здесь поверхность ВНК имеет наибольший наклон. Напротив, с южной, тыловой стороны бесконтактных зон, образуются застойные участки, не промываемые пластовыми водами, и здесь поверхность ВНК практически горизонтальна. Рассмотренные явления не смогли бы существовать, если бы наклон поверхности ВНК был связан не с региональным южным стоком пластовых вод, а с другими факторами.

Однако величина смещения этой залежи не соответствует смещению, которое должно было бы наблюдаться от движения подземных вод. Перепад приведенных напоров между северным и южным крылом залежи составляет не менее 5,6 м (ширина залежи 80 км, градиент напора вод 0,7-0,15 м/км). При плотности пластовой нефти и воды соответственно 0,81 и 1,18 г/см³ такой перепад напоров должен вызвать смещение не менее 5,6/(1,18-0,81) = 15м при фактическом смещении не более 10 м. На это несоответствие обращали внимание некоторые исследователи [1]. Расхождение фактического и расчетного (по формуле В.П. Савченко) смещений вызвано влиянием изменения плотности нефти. Для Ромашкинского месторождения неоднократно отмечалось непостоянство свойств нефти по площади [5, 6]. Наиболее тяжелые и вязкие, наименее газонасыщенные нефти приурочены к северным участкам и к полосе «пролива» между бесконтактными зонами, а самые легкие - к южным окраинным площадям. Разница плотности пластовой нефти между северным и южным участками в среднем 0,03 г/см³, хотя по единичным анализам она достигает даже 0,05 г/см³. При плотности тяжелой нефти на севере 0,82 г/см³ и высоте залежи 60 м, смещение за счет различия плотности составит

60*0,03/(1,18-0,82) = 5 м.

Поскольку плотность нефти увеличивается навстречу потоку вод, общее смещение определится как разность элементарных смещений, т.е. Δh=15-5=10 м, что соответствует фактически наблюдаемому смещению. Таким образом, наклон ВНК Ромашкинской залежи объясняется совместным влиянием движения вод и различием плотности нефти.

Примерно аналогичная ситуация наблюдается на Туймазинском, Бавлинском, Шкаповском месторождениях. Наклон их ВНК в юго-восточном направлении вызван движением пластовых вод, а влияние фактора изменчивости плотности нефти здесь менее существенно.

Крупное несоответствие гидравлической теории наклонных ВНК залежей девона Татарской и Башкирской автономных республик установлено на Серафимовском месторождении, где залежь пласта Д₁ относительно узкая (шириной 5-7 км). В отличие от всех соседних широких залежей (Туймазинской, Бавлинской, Ромашкинской, Шкаповской) ее ВНК наклонен на север, навстречу региональному стоку вод, что не укладывается в схему гидравлического смещения. Величина смещения в северном направлении составляет 2-4 м. Как и на Ромашкинском месторождении, здесь наиболее тяжелые нефти плотностью 0,82 г/см³ приурочены к северному крылу структуры. Разность плотности нефти между северным и южным участками составляет 0,03- 0,04 г/см³, что при высоте залежи 40 м должно вызвать смещение залежи в северном направлении 3,2- 4,2 м. Смещение за счет движения пластовых вод к югу при ширине залежи 5-7 км не превышает 1 м. Суммарное смещение, направленное к северу, будет составлять 2,5-3 м, что соответствует фактическому положению.

Таким образом, различие плотности нефти явилось решающим фактором в «необычном» наклоне ВНК Серафимовской залежи на север, навстречу региональному потоку пластовых вод.

Другим показательным примером совместного влияния движения вод и изменения плотности нефти на наклон ВНК является залежь пласта Б₂ Радаевского месторождения (Куйбышевская область). ВНК залежи имеет региональный наклон в юго-западном направлении (рис. 3, а), смещение составляет 14 м на длине 20 км. Такой значительный наклон ВНК неизвестен для других залежей нефти Урало-Поволжья. Сток подземных вод пласта Б₂ происходит с север-северо-востока на юг-юго-запад [3]. Градиент напора по направлению наклона ВНК не превышает 0,15 м/км. Смещение залежи Δh_д.в при плотности нефти и воды 0,88 и 1,17 г/см³ составит

0,15*20/(1,17-0,88)= 10,3 м.

Это меньше фактического смещения.

Для Радаевской залежи характерно закономерное изменение свойств нефти (рис. 3, б). С северо-востока на юго-запад последовательно увеличиваются плотность (от 0,875 до 0,900-0,909 г/см³), вязкость и уменьшается газосодержание, что установлено многочисленными анализами пластовых нефтей. При высоте залежи 55 м такое различие плотности нефти приводит к смещению

Суммарное расчетное смещение Δh=10,3+5,2= 15,5 м очень близко к фактическому.

В ряде залежей Западной Сибири, как впервые было отмечено В.П. Дьяконовым, также проявляется влияние изменений плотности нефти на наклон ВНК, причем различие плотности нефти этих залежей вызвано своеобразным распределением теплового поля по площади.

В качестве примера приведена схема на рис. 4 геоизотерм по кровле основного продуктивного пласта B_iv Правдинского месторождения. Пластовая температура закономерно уменьшается с запада на восток, разность температур в пределах нефтеносной площади составляет 11° С. В этом же направлении наклонен ВНК, величина смещения 6-8 м. Аналогичная закономерность установлена для Мамонтовского и Мегионского месторождений. Залежи смещены по направлению убывания пластовой температуры, поскольку уменьшение температуры вызывает увеличение плотности нефти и воды.

На соседних месторождениях: Усть-Балыкском, Западно-Сургутском, где температура продуктивных пластов незакономерно колеблется в пределах 2-3°С, ВНК залежей практически горизонтален.

Эти данные свидетельствуют о том, что смещение залежей Правдинского, Мамонтовского и Мегионского месторождений нельзя объяснить движением вод или иными причинами, кроме различия плотности нефти. Роль гидродинамического фактора здесь вообще ослаблена вследствие весьма малых градиентов напора пластовых вод. Формирование залежей, по наиболее распространенному мнению, происходило в результате миграции нефти с запада, из Ханты-Мансийской впадины. Следовательно, наиболее низкие отметки ВНК можно было бы ожидать на западном крыле Правдинского и Мамонтовского месторождений. Фактическое положение прямо противоположно. По площади залежей не отмечается и однонаправленных, закономерных изменений литологического строения продуктивных пластов, способных вызвать региональный наклон ВНК.

В табл. 2 приведены значения изменения плотности нефти за счет различия пластовой температуры на краях рассматриваемых залежей, а также сведения, необходимые для расчета смещения залежей. Величина расчетного (по формуле 2) и фактического смещения дана в двух последних графах. Как видно из табл. 2, эти значения хорошо соответствуют один другому, что подтверждает правильность высказанной точки зрения.

Таким образом, проведенное изучение как в теоретическом плане, так и на примере значительного числа нефтяных месторождений показало, что различие плотности нефти в пределах залежей является важным фактором образования наклонных водо-нефтяных контактов, с которым необходимо считаться не в меньшей мере, чем с движением подземных вод и другими факторами.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азаматов В.И. Переходная зона и водо-нефтяной контакт горизонта Д₁ Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений. Труды ТатНИИ, вып. 6, М., Гостоптехиздат, 1964.

2. Аширов К.Б. Причины негоризонтальности водо-нефтяных контактов. - «Геология нефти и газа», 1961, № 12.

3. Богомолов Г.В., Герасимов В.Г., Зайдельсон М.И. и др. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области. М., «Недра», 1967.

4. Желонкин А.И., Кинзикеев А.Р., Айгистова С.X. Изменение основных параметров нефтей некоторых месторождений Татарии и Башкирии. - «Геология нефти и газа», 1964, № 3.

5. Желонкин А.И. Плотность пластовой нефти горизонта Д₁ Ромашкинского и Акташ-Ново-Елховского нефтяных месторождений. Труды ТатНИИ, вып. 4, Бугульма, 1962.

6. Лиходедов В.П., Орлинский Б.М., Гильманшин А.Ф. Влияние особенностей залежей нефти на форму поверхности ВНК и мощность переходной зоны. - «Геология нефти и газа», 1970, № 5.

7. Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. М., Гостоптехиздат, 1968.

8. Савчено В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей. - «Нефтяное хозяйство», 1952, № 12 и 1953, № 1.

9. Хабберт М.К. Гидродинамические условия формирования нефтяных месторождений. М., ГосИНТИ, 1958.

ВНИИ

Таблица 1 СМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ (В М) В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАЗЛИЧИЯ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ НА КРАЯХ ЗАЛЕЖИ И РАЗЛИЧИЯ ПЛОТНОСТИ ВОДЫ И НЕФТИ (ПРИ ВЫСОТЕ ЗАЛЕЖИ 10 М)

ρв-ρн.т, г/см^3	Δρн=ρн.т-ρн.л, г/см^3
	0,005	0,01	0,015	0,02	0,025	0,03	0,04
0,1	0,500	1,00	1,50	2,00	2,50	3,00	4,00
0,2	0,250	0,50	0,75	1,00	1,25	1,50	2,00
0,3	0,170	0,33	0,50	0,67	0,83	1,00	1,30
0,4	0,125	0,25	0,37	0,50	0,62	0,75	1,00
0,5	0,100	0,20	0,30	0,40	0,50	0,60	0,80
0,6	0,080	0,16	0,24	0,32	0,40	0,48	0,64

Таблица 2 СМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ЗА СЧЕТ РАЗЛИЧИЯ ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ НА КРАЯХ ЗАЛЕЖЕЙ

Месторождение, пласт	Δρн, г/см^3	ρн.т, г/см^3	ρв, г/см^3	hн, м	Смещение залежей, м
					расчетное	фактическое
Правдинское, BVI	0,25	0,753	0,984	60	6,5	6-8
Мамонтовское, Бх	0,018	0,810	0,991	80	7,9	6-9
Мегионское, БVIII	0,025	0,773	0,991	60	6,9	7

Рис. 1. Схематический разрез залежи нефти (к выводу формулы смещения залежи за счет изменения плотности нефти).

1 - нефть; 2 - вода.

Рис. 2. Схема поверхности ВНК залежи горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения (по В.П. Лиходедову и др.)

1 - границы площадей разработки; 2 - внутренний контур; 3 - внешний контур; 4 - бесконтактные зоны; 5 - изолинии поверхности ВНК; цифрами обозначены площади разработки, из них площади: IV - Зеленогорская, VII - Павловская.

Рис. 3. Схема залежи пласта Б₂ Радаевского месторождения.

а - поверхности ВНК; б - изменения плотности пластовой нефти. 1 - внешний контур; 2 - внутренний контур; 3 - изогипсы поверхности ВНК; 4 -изолинии плотности нефти.

Рис. 4. Схема геоизотерм по кровле продуктивного пласта Правдинского месторождения.

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - геоизотермы, °С; 3 - направление смещения залежи.