В отличие от случаев с латеральными перетоками, что может быть установлено различными геологическими построениями (корреляцией разреза, составлением структурных карт, геологических профилей и т. п.), определение возможности вертикального массообмена значительно затруднено. Геологические построения здесь могут быть эффективны лишь при удачном расположении скважин в зоне слияния нефтяных и газоконденсатных горизонтов.

Перетоки естественным образом могут отразиться и на компонентном УВ-составе нефти, газа и конденсата скважин, расположенных в районе массообмена, а также оптической плотности нефти и конденсата, на их фракционном составе и т. д. Таким образом, области массообмена между нефтяными и газоконденсатными объектами разработки могут быть установлены по характерному изменению различных показателей нефти, газа и конденсата. Установить эти изменения можно либо визуально (построением различных диаграмм изменения состава продукции во времени и по простиранию), либо при помощи различных статистических критериев, позволяющих проверить гипотезу об изменении средних величин или дисперсий.

Возможность использования различных показателей, характеризующих массообмен между нефтяным и газоконденсатным объектами разработки, может быть проиллюстрирована на примере залежей VII (нефтяной) и VIII (газоконденсатной) горизонтов месторождения Сангачалы-море – Дуванный-море – о-в Булла. Структурные построения здесь не позволяют сделать вывод о возможности перетоков между горизонтами.

Однако Э.Р. Садых-заде и М.О. Оприцем (1975 г.) на основании анализов молекулярных весов узких фракций нефтей скважин 97, 85, 241 были отмечены особенности УВ VII и VIII горизонтов, которые они объясняют наличием массообмена (контакта) между этими горизонтами в районе третьего блока. Кроме того, В.З. Симхаев и др. (1976 г.) на основании анализов группового состава бензиновых фракций нефтей пришли к выводу, что своеобразие зонального распределения нефтей VII горизонта связано с тектонической обстановкой, приводящей к подъему и нарушению этой зоны. На особенности тектонического строения VII горизонта указывают также внедрение в разрабатываемую залежь высоконапорных щелочных вод, перетекающих по разломам из нижележащих стратиграфических интервалов, а также проявление сверхвысокого давления на малых глубинах в третьем блоке (Э.Д. Халилов и др., 1982 г.; Н.Ю. Халилов и др., 1983 г.). Последнее обстоятельство связывается с образованием гидравлической связи промышленных залежей и молодых отложений верхнего плиоцена и антропогена.

На рис. 1, в приведено изменение плотности дегазированной нефти скважин VII горизонта вдоль длинной оси поднятия. Характерная “ступень” – уменьшение плотности дегазированной нефти – позволяет предположить возможность перетоков конденсата из VIII горизонта.

К аналогичным выводам может привести диаграмма изменения температуры застывания нефти (см. рис. 1, б).

В настоящее время по скважинам VII горизонта накоплено более 200 анализов нефти, и изменения, возможно сложившиеся в результате перетоков конденсата, могут быть установлены с высокой статистической достоверностью. Изменение критерия Фишера, построенного по данным стандартных анализов нефти (плотность, температура застывания, содержание бензина, лигроина, светлых фракций) скважин, расположенных по простиранию залежи в направлении северо-запад – юго-восток, приведено на рис. 1, г. Критерий Фишера, каждое значение которого оценивалось по 40 анализам нефти (20 на каждом из двух уровней), достигает максимального значения (F=25) в области, соответствующей изломам на диаграмме плотностей и температуры застывания нефти.

Кроме того, по формуле Резникова [4] были рассчитаны соотношения содержания ароматических, метановых и нафтеновых УВ в нефти VII горизонта:

где П_н, – абсолютный возраст нефтей и конденсатосодержащих газов, А – содержание ароматических, М – метановых, Н – нафтеновых УВ. Полученная на основании этих данных диаграмма имеет максимальное значение в районе предполагаемого перетока (см. рис. 1, а). Аналогична диаграмма, построенная по анализам высокомолекулярных фракций нефти.

В направлении северо-запад можно отметить увеличение механизации нефтей, а уменьшение содержания смол коррелируется увеличением содержания асфальтенов в том же направлении (рис. 2). При сравнении группового состава отбензиненных нефтей наблюдается следующая единая тенденция: содержание парафино-нафтеновых УВ увеличивается, а ароматических, смол и асфальтенов уменьшается в сторону III блока.

Приведенные особенности изменения различных показателей состава нефти скважин VII горизонта свидетельствуют о возможности притока конденсата в выделенном районе.

Вероятность массообмена в III блоке подтверждается анализом гидродинамического взаимодействия между скважинами VII и VIII горизонтов. Оценивалось корреляционное отношение (рис. 3) прогнозной зависимости дебитов газа (за месяц) четырех скважин VIII горизонта от дебитов нефти (за тот же период) ближайших к ним скважин VII горизонта. Соотношение составило 0,98, 0,92, 0,85, 0,98, 0,96. Столь высокие значения корреляционного отношения позволяют предполагать наличие гидродинамической связи между скважинами VII и VIII горизонтов.

К аналогичным результатам можно прийти на основании анализа прогнозной зависимости газоконденсатного фактора скважин VIII горизонта от дебитов нефти ближайших к ним (в плане) скважин VII горизонта.

Типичным результатом проведенной оценки для скважин предполагаемого района массообмена между VII и VIII горизонтами являются диаграммы на рис. 3 (на примере газоконденсатных скв. 516, 97). Уменьшение корреляционного отношения прогнозной зависимости дебитов газа скважин VIII горизонта от дебитов нефти ближайших к ним (в плане) скважин VII горизонта от величин 0,85 и 0,92 соответственно практически до нуля позволяет указать на интенсивное “перемешивание” фаз и затухание массообмена к 1977 г.

1. Афифи А. , Эйзен С. Статистический анализ – М. Мир – 1982
2. Временное технологическое руководство по анализу технологических процессов нефтедобычи в условиях недостаточной информации /А.Х. Мирзаджанзаде, Г.Г. Вахитов, В.И. Грайфер и др. – М. Миннефтепром – 1978
3. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений – М.. Недра.– 1986.– С. 199.
4. Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей – М.: Недра.– 1981.

The possibility of diagnosing cross-flows between oil and gas-condensate beds in the course of their development is considered. It is shown that a number of parameters (oil density, the content of resins and paraffinic hydrocarbons in oils, gas-condensate factors, etc.) allow the cross-fow areas to be clearly distinguished. In addition, use could be made of statistical criteria, for example Fisher's criterium, correlation relationships and their change in space and time. The time changes enable one to assess the efficiensy of the cross-flow and its attenuation due to well production control.

Параметры: а – П_н (по формуле Резникова), б – температура застывания нефти, в – плотность дегазированной нефти, г – критерии Фишера, д – схема место рождения Сангачалы море – Дуванный море – о в Булла.

Содержание: а – бензольных смол, %; б – парафинонафтеновых УВ, %; в – схема месторождения Сангачалы море – Дуванный-море – о-в Булла.

Рис. 3. Изменение корреляционного отношения (К. О) во времени в процессе массообмена для скв. 516, 97

Скважины: 1 – 516 2 – 97