Достоверные сведения о положении ВНК необходимы на различных этапах разведки и разработки нефтяных месторождений. Следует отметить, что понятие о ВНК как о границе раздела между нефтью и водой условно, поскольку в нефтяных залежах, подстилаемых водой, выделяется переходная зона между нефте- и водонасыщенной частями залежи.

По данным Н.Н. Сохранова [5], коэффициент нефтенасыщенности S_Н в переходной зоне изменяется по формуле ( рис. 1 , А, Б):

где А - постоянная величина, зависящая от геологических условий формирования залежи; n - коэффициент, зависящий от структуры порового пространства; h - высота над зоной 100%-ного водонасыщения, м. Например, для Туймазинского месторождения A = 33; n =1,8.

Существуют различные мнения о том, какую границу принимать за ВНК [5]. Одни считают, что за ВНК необходимо принимать поверхность, соответствующую нулевой фазовой проницаемости для воды, другие - поверхность, соответствующую нулевой фазовой проницаемости для нефти, третьи - нижнюю границу переходной зоны. Последние два подхода близки.

В настоящее время положение ВНК определяют по данным комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) [2, 4, 5] с последующей проверкой по результатам поинтервальных испытаний или опробования пород переходной зоны.

Возможности ГИС в ряде случаев ограничены, например, при установлении начального положения ВНК в частично обводненных пластах, где по данным ГИС может быть найдено его текущее положение. Объективные материалы о положении ВНК позволят избежать погрешности при подсчете как начальных, так и текущих запасов нефти.

В связи с этим представляет интерес разработка новых оперативных методов определения положения контактов, основанных на изучении параметров, ранее не использовавшихся, зависящих от нефтеводонасыщенности.

Известна связь между нефтеводонасыщенностью коллекторов и их фазовыми проницаемостями [4], которая может быть использована для установления положения ВНК по данным о фазовых проницаемостях. В реальных условиях необходимо учитывать наличие зоны проникновения, вносящей существенные изменения в нефтеводонасыщенность призабойной части пласта, а следовательно, и в фазовые проницаемости в ее пределах.

При вскрытии коллекторов под воздействием репрессии вода из промывочной жидкости (фильтрат), проникая в пласт, оттесняет подвижные пластовые флюиды от стенки скважины в глубь пласта. При этом прилегающая к стенке скважины и поэтому наиболее промытая часть зоны проникновения всегда содержит в некотором, практически не уменьшающемся количестве пластовый флюид.

В пластах с ВНК промытая зона (ПЗ), расположенная выше контакта, в отличие от ПЗ ниже контакта будет характеризоваться наличием остаточной нефти, т.е. водонасыщенность ПЗ нефтеносной части пласта будет меньше, чем водоносной. Как отмечалось выше, фазовые проницаемости для различных флюидов зависят от соотношения насыщенностей порового объема нефтью и водой. Поэтому, изучая характер изменения водопроницаемости ПЗ, можно определить положение ВНК, т.е. согласно приведенным выше определениям - границу, соответствующую нулевой фазовой проницаемости для нефти. С целью рассмотрения характера изменения фазовой проницаемости по нефти, воде и фильтрату в переходной зоне пласта (см. рис. 1 , В) были изменены зависимости фазовой проницаемости от водонасыщенности с учетом формулы Н.Н. Сохранова, приведенной выше. На рис. 1 , В показано, что при изменении размеров переходной зоны в довольно широких пределах (до 3,5-8,5 м) смещение границы, соответствующей нулевой фазовой проницаемости для нефти, не превышает 0,5 м, т. е. размеры переходной зоны почти не влияют на положение этой границы относительно нижней границы переходной зоны. Последнее обусловливает значительный градиент водопроницаемости в районе ВНК.

Водопроницаемость ПЗ пласта при переходе из водоносной в нефтеносную его часть (при Кно 25- 30%) изменяется не менее чем в 2-3 раза, причем в ПЗ нефтенасыщенной части пласта она остается неизменной. Такой контрастный показатель изменения водопроницаемости пород ПЗ позволяет достаточно уверенно определять положение ВНК по этому параметру.

Наиболее эффективными при изучении проницаемости пород ПЗ следует считать дифференцированные прямые методы. При этом необходимо отметить, что определение водопроницаемости здесь возможно лишь при отборе ограниченных объемов фильтрата, при которых радиус дренирования будет значительно меньше глубины зоны проникновения Водопроницаемость устанавливается последовательно снизу вверх с шагом исследований, позволяющим изучить характер ее изменения по мощности исследуемого пласта.

Указанным выше требованиям удовлетворяют методика гидродинамического каротажа (ГДК) необсаженных скважин, разработанная во ВНИИГИС и осуществляемая, например, с помощью аппаратуры АИПД-7-10 [1]. Использование ГДК для исследования пластов с разной насыщенностью показало, что проницаемость водоносных пластов хорошо согласуется с данными по керну при учете упругих свойств пород [3] и режима фильтрации в процессе опробования [6].

В нефтеносных пластах проницаемость, определяемая по данным ГДК, занижена по отношению к керновой не менее чем в 2-3 раза, что в основном объясняется влиянием остаточной нефтенасыщенности [6]. Таким образом, опыт применения аппаратуры и методики определения проницаемости в условиях бурящихся скважин доказывает возможность использования получаемых данных о водопроницаемости ПЗ для уточнения положения ВНК. При решении этой задачи необходимо проводить детальные (с шагом 0,2-0,4 м) определения водопроницаемости, по результатам которых строится профиль ее изменения в пределах исследуемого пласта. ВНК на профиле отмечается резким уменьшением проницаемости при переходе из водоносной в нефтеносную часть пласта.

Например, в скв. 2015 Туймазинской ( рис. 2 ) ВНК отмечается на глубине 1753 м резким изменением (более чем в 2 раза) водопроницаемости (0,2 мкм² в водоносной против 0,1 мкм² в нефтеносной части пласта). Данный пример показывает, что ВНК на профиле эффективной проницаемости отмечается довольно четко. Сопоставление профилей эффективной проницаемости, найденной в условиях скважины, с проницаемостью и остаточной нефтенасыщенностью керна свидетельствует о достоверности первых и возможности их использования для определения положения ВНК.

Следует отметить, что применение рассмотренной методики ограничено в пластах с резко выраженной неоднородностью емкостно-фильтрационных свойств. Вместе с тем применение предлагаемого метода установления положения ВНК в комплексе ГИС позволит повысить достоверность его определения и эффективность при решении этой задачи, в том числе в условиях исследования продуктивных пластов на заводняемых месторождениях.

1. Аппаратура для исследования притока и давления (АИПД-7-10) /В.Г. Жувагин, А.И. Фионов, П.А. Бродский и др. - Экспресс-информация ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз геол. и геофиз., 1978, № 8, с. 12-18.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.
3. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
4. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М., Гостоптехиздат, 1962.
5. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М., Недра, 1974.
6. Фионов А.И., Бубеев А.В. Опыт определения проницаемости терригенных коллекторов с помощью испытателей пластов на кабеле. - Геология нефти и газа, 1979, № 3 , с. 59-61.

Рис. 1. Кривые изменения коэффициентов нефтеводонасыщенности (А, Б) и фазовой проницаемости (В) по нефти, воде и фильтрату в пределах переходной зоны.

Кривые фазовой проницаемости: а - для нефти, б - для воды (фильтрата); зоны: в - нефтенасыщенная пласта с остаточным водонасыщением, г - переходная, д - пласта со 100%-ным водонасыщением. 1 - А=33, n=1,8; 2 - А=33, n=1,2; 3 - A=20, n=1,8

Рис. 2. Пример определения положения начального ВНК в обводненном пласте (скв. 2015 Туймазинская).

а - нет притока; б - нарушение герметичности стока