При разведке и разработке газовых месторождений большое значение имеют данные о расположении газожидкостных (ГНК и ГВК) контактов. Эти сведения, полученные в первых разведочных скважинах, позволяют рационально разместить последующие скважины, сократить их общее число и сроки оконтуривания залежи, оценить ее размеры и запасы, а при разработке - оптимизировать добычу газа, продлить безводный период добычи и т. д.

Одной из основных особенностей формирования газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений является то, что при низкой плотности газ и нефть скапливаются в природных ловушках, запираемых снизу пластовыми водами. Вследствие этого пластовое давление в ловушке контролируется гидростатическим давлением пластовых вод, а распределение давления в залежи по вертикали зависит от плотности заполняющего поры породы флюида в термобарических условиях пласта. Различие физических свойств (электрических, акустических, плотностных и др.) газа, нефти и пластовой воды служит принципиальной основой для определения в пластовых условиях геофизическими методами как характера насыщающих пласты флюидов, так и положения контактов между этими флюидами.

Однако в сложных условиях (неоднородные по литологии пласты, наличие протяженных переходных зон, низкая пористость, высокое пластовое давление, низкая минерализация пластовых вод и т. п.) по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) традиционными методами не удается достоверно определить характер насыщенности пластов и положение контактов между флюидами, поэтому требуется применение других методов, свободных от указанных выше ограничений.

В нашей стране разработан ряд методов определения положения контактов [2-4], основанных на изучении закономерностей распределения начального пластового давления с глубиной. Распределение начального пластового давления описывается дифференциальным уравнением

где g - плотность флюида в пластовых условиях, г/см³; р - пластовое давление, МПа; Т - пластовая температура, °С; Н -глубина залегания пласта, м.

Отсюда видно, что градиент пластового давления определяется только плотностью флюида, насыщающего пласт, поэтому кривая Pпл =f(H), соответствующая интервалам с различной насыщенностью, будет характеризоваться различными градиентами пластового давления, причем газонасыщенной части пласта будет соответствовать минимальный градиент. С учетом сказанного газонасыщенная часть пласта выделяется аномалией начального пластового давления Dр относительно нормального гидростатического, которая уменьшается от максимального значения в кровле пласта до нуля на контакте.

По методике [4], для определения положения контакта необходимо замерить пластовые давления по меньшей мере в двух скважинах, расположенных в контурной и законтурной зонах. При этом необходимо бурить законтурные скважины.

Для упрощения этого метода было предложено определять пластовое давление законтурных вод аналитическим путем по величине регионального или местного гидростатического давления, значение которого по глубине H рассчитывается на основе эмпирических зависимостей, выведенных для бассейна в целом или его отдельных частей. Метод прошел промышленное опробование на месторождениях Украины и дал в целом положительные результаты, хотя ошибки в определении положения контакта в отдельных скважинах достигают значительных величин [2, 3].

Эти ошибки обусловлены, на наш взгляд, рядом причин, основными из которых являются требования очень высокой точности замера плотностей флюидов и пластового давления, привязки этих значений давления к конкретным глубинам (давление обычно замеряется в протяженном интервале).

Пластовое давление в контуре залежи определяется по результатам исследования обсаженной скважины-первооткрывательницы в процессе пробной эксплуатации.

Пластовое давление за контуром скважины определяется путем испытания законтурных скважин либо рассчитывается на основе эмпирических зависимостей [3]. Абсолютную отметку ГВК вычисляют по формуле

где Hк - абсолютная отметка ГВК, м; Hг - абсолютная отметка точки замера давления газа, м; Pг, Рв -давления в газовой и водяной частях залежи, МПа; gг, gв - плотности газа и воды, г/см³; DH- расстояние между точками замера Pг и Рв, м.

Отсюда видно, что на точность определения положения контактов этими методами оказывают влияние достоверность данных о плотностях газовой gг и жидкой gв фаз, а также расстояние между точками замера. Из-за сложности проведения изоляционных работ испытания пластов в обсаженных скважинах, как правило, дифференцированно не проводятся, поэтому для расчетов используются значения давлений в заведомо газо- и водонасыщенных частях залежи, полученные в разных скважинах.

Предложенный метод расчета неприменим на многопластовых залежах с индивидуальными контактами, на разрабатываемых месторождениях, на месторождениях с блоковым строением залежей и т. д. Следует отметить также сложность испытания газовых скважин. Например, испытание газоносных пластов в процессе бурения скважины испытателями на бурильных трубах опасно из-за возможных выбросов при аномально высоком давлении в кровле газоносного пласта, величина которого определяется произведением разности плотностей воды и газа на истинную мощность газовой залежи. В работе [5] отмечается возможность значительных ошибок при неучете капиллярных сил. Все это затрудняет широкое промышленное внедрение данного метода.

В настоящее время в связи с разработкой во ВНИИГИСе и широким внедрением в практику геофизических исследований скважин гидродинамического каротажа, позволяющего, в частности, детально изучить распределение пластового давления по мощности залежи в условиях бурящейся скважины [1, 6, 7], появилась возможность устранить недостатки применяемых методов, существенно их упростить и повысить точность.

В процессе таких исследований производится детальное изучение пластового давления как в продуктивной, так и непродуктивной части залежи, причем особое внимание уделяется детальности исследования приконтактной зоны. Детальность может быть увеличена путем повторных спусков прибора в скважину. За один рейс прибора в скважину выполняется до 25 определений давления.

Существенно также то, что в процессе проведения исследований уровень жидкости в скважине не меняется. Вызов притоков и замер давлений производится селективно на ограниченном изолированном от буровой жидкости участке стенки скважины. Это позволяет изучать пласты или участки пласта мощностью не более 0,5 м и получать сведения о фильтрационных свойствах и давлениях дифференцированно по разрезу каждой скважины с высокой степенью детальности и избирательности. Особенно большую ценность представляют данные непрерывного измерения давления по разрезу скважин, пробуренных на разрабатываемых газовых месторождениях, когда продуктивные горизонты неоднородны по литологическим и фильтрационным свойствам, что приводит к неравномерной выработке эксплуатационного объекта.

В зависимости от режима разработки и однородности коллекторов газовой залежи давление в ней может снижаться равномерно как без изменения положения ГВК (газонапорный режим), так и с подъемом ГВК (водонапорный режим) либо неравномерно в соответствии с неоднородностью пласта.

На рис. 1 показан характер изменения давления по разрезам разведочных скважин в пластовых и массивных залежах, а также по разрезу скважин, бурящихся на разрабатываемых залежах с водо- и газонапорным режимами разработки в разные моменты времени.

Впервые в нашей стране работы по определению газожидкостного контакта путем измерения пластового давления приборами на кабеле по разрезу необсаженной скважины были проведены на Оренбургском газоконденсатном месторождении, где объектом исследования является мощная карбонатная толща артинско-каменноугольного возраста, к которой приурочена газоконденсатная залежь.

Карбонатные коллекторы продуктивной толщи отличаются сложностью и разнообразием строения порового пространства. В этих условиях эффективность ГИС при выделении коллекторов и оценки их насыщенности снижается. В связи с этим были опробованы гидродинамические методы изучения коллекторов приборами на кабеле, в частности аппаратурой АИПД-7-10. Этой аппаратурой производилось измерение пластового и скважинного давлений.

На рис. 2 приведены результаты исследования продуктивной толщи в скв. 373 Оренбургского газоконденсатного месторождения. Если скважинное давление, замеренное аппаратурой АИПД-7-10, монотонно растет с глубиной и зависимость Рскв=f(H) отличается постоянным градиентом давления, то кривая пластового давления рпл = f(Н) характеризуется переменным градиентом давления, причем в газоносной части продуктивной толщи он существенно меньше, чем в нефтеносной и водоносной, что позволяет определить положение ГНК. Среднее значение пластового давления в газовой залежи около 18,5 МПа. По полученным данным, контакт расположен на глубине 1800 м (-1713 м).

Кроме того, обработка кривой Рпл - f(Н) позволяет определить этаж газоносности (265 м), превышение давления в кровле продуктивной толщи (3 МПа), плотность газа в пластовых условиях (~0,157 г/см3). Последняя находится по формуле

где P₁ и P₂ - давления в газонасыщенной части пласта, снятые с кривой Pпл = f(H), на глубинах соответственно H₁ и H₂.

Интересен характер изменения пластового давления в интервале 1660-1700 м. Здесь отмечается участок зависимости Рпл = f(H) с более интенсивным ростом пластового давления, чем в остальной газонасыщенной части разреза, причем градиент пластового давления близок по величине к градиенту в водоносных пластах.

Это может быть объяснено как наличием в данном интервале достаточно глубокой зоны проникновения, значительно превышающей радиус дренирования (10 см) аппаратуры АИПД-7-10, так и возможным локальным послойным обводнением участка залежи, вскрытого скважиной.

Величина аномалий в газонасыщенной части пласта, обусловленных наличием глубокой зоны проникновения, будет определяться выражением

где h - мощность зоны проникновения, м; gф - плотность фильтрата, г/см³.

В общем случае наличие глубокой зоны проникновения в газонасыщенной части пласта является искажающим фактором, затрудняющим определение положения контакта, однако такое аномальное отклонение от общей закономерности изменения давления в газоносной части пласта содержит и полезную информацию, свидетельствующую об отсутствии непроницаемых перемычек в пределах выявленном аномалии, иначе столб фильтрата действовал бы только до этой перемычки. Установленное аномальное возрастание градиента давления на фоне низких его значений в газоносной части объекта подсказывает также, что результаты исследования будут более наглядны, если их изобразить в виде зависимости значений давления от глубины, а не в виде зависимости градиента от глубины.

Другим примером определения ГЖК могут служить результаты исследования скв. 323 (рис. 3). Здесь ГНК отмечается на глубине 1835 (-1734,3) м резким изменением пластового давления. Видно, что в результате разработки давление на этом участке залежи снизилось относительно давления на ГНК на 1,2 МПа, что характеризует режим разработки здесь как газонапорный.

Некоторый разброс точек зависимости Рпл = f(Н) в основном лежит в пределах допустимой погрешности, не превышающей 2,5%, и может быть объяснен как погрешностью измерений, так и процессами фильтрации, обусловленными разработкой. В слоисто-неоднородных системах, к которым относится этот интервал, падение пластового давления при отборе газа распространяется по пропласткам залежи с различной скоростью и на различные расстояния в зависимости от их проницаемости.

Положение ГНК на глубине 1835 (-1734,3) м подтверждается и такими косвенными признаками, как характер диаграмм давления, зарегистрированных выше и ниже ГНК (см. рис. 3). На глубинах 1830 и 1834 м диаграммы выглядят типичными для случая притока газа: рост давления отмечается с момента открытия клапана и сообщения баллона с пластом. На глубине 1835 м из-за длительности заполнения пробоприемника (баллона) диаграмма имеет неопределенный вид. Диаграммы давления, зарегистрированные на глубинах 1836 и 1890 м (особенно последняя), типичны для случая притока жидкости.

Как видно из приведенных данных (см. рис. 2, рис. 3), в обоих случаях замеренное давление на ГНК ниже начального (Рпл = 20,2 МПа). Контрольные замеры давления другими методами в этих скважинах не проводились.

Следует отметить, что возможные погрешности в определении пластовых давлений в отдельных точках при достаточно детальных исследованиях (см. рис. 3) не оказывают влияния на точность определения положения контакта, поскольку при этом используются преимущественно качественные признаки в виде характерных точек на кривой Рпл= f(H). Систематические погрешности приведут только к параллельному смещению зависимости Рпл=f(Н).

Последнее является положительным моментом в рассматриваемой методике. В большей степени это преимущество проявляется при определении положения ГЖК на разрабатываемых залежах, где известные методы [2-5] вообще неприменимы, поскольку нарушается первоначальное термодинамическое равновесие в залежи и усложняются законы распределения пластового давления по глубине, на которое в сильной степени будет оказывать влияние интенсивность разработки.

В целом результаты исследования скв. 373 и 323 показывают, что гидродинамический метод определения положения ГЖК в необсаженных скважинах существенно дополняет известные геофизические методы, используемые для решения этой геологической задачи.

Кроме того, детальное изучение распределения текущего пластового давления по мощности залежи на различных этапах ее разработки позволит исследовать его зависимость от различных геологических и технологических факторов, определить или уточнить режим разработки месторождения, оценить его монолитность, однородность, степень влияния закачки воды в залежь и др.

1. Аппаратура для исследования притока и давления (АИПД-7-10) / В.Г. Жувагин, А.И. Фионов, П.А. Бродский и др. -Нефтегаз. геол. и геофиз., 1978, № 8, с. 5-11.
2. Воробьев Б.С., Карачинский В.Е. Определение размеров и оценка запасов нефтяных и газовых залежей по первой продуктивной скважине. - В кн.: Нефтяная и газовая промышленность. Киев, 1967, № 4, с. 7-10.
3. Графоаналитическое определение размеров и форм газовой залежи по первой продуктивном скважине / В.И. Зильберман, В.Е. Карачинский, И.И. Литвин и др. - В кн.: Нефтяная и газовая промышленность. Киев, 1969, № 2, с. 7-9.
4. Жданов М.А. Методы подсчета подземных запасов нефти и газа. М., Госгеолиздат, 1952.
5. Микаилов И.А., Гусейнов А.С. Способ определения газонефтяного контакта новых месторождений. - Уч. зап. АН СССР. Сер. IX, 1976, № 8, с. 26-29.
6. Фионов А.И., Бродский Л.А., Жувагин В.Г. Возможности прямого определения гидродинамических параметров пластов приборами на кабеле для решения задач контроля разработки. - В кн.: Современное состояние и пути совершенствования геофизических методов контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.,1974, с. 14-15.
7. Фионов А.И., Бубеев А.В. Возможности гидродинамических методов исследования пластов приборами на кабеле при контроле процессов разработки нефтяных и газовых месторождений. - В кн.: Новая техника промысловых исследований скважин. Казань, 1977, с. 7-8.

Модель залежи и (или) график изменения давления в ней на разной стадии разработки: а) пластовая. б) массивная, в) массивная, водонапорный режим разработки, г) массивная, газонапорный режим разработки

Рис. 2. Пример определения положения ГНК по данным гидродинамических исследований с помощью приборов на кабеле в необсаженной скважине (Оренбургское месторождение. скв. 373)

Диаграммы 1 и 2 (глубина 1830 и 1834 м) - газоносный пласт, диаграмма 3 (глубина 1835 м) - газоводяной пласт, диаграммы 4 и 5 (глубина 1836 и 1890 м) - водоносный пласт