Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Нефтегазопромысловая геология

	ё AaNOa а Аа OU a i Ёа О£ё Ne ё ё Ne £ £f ё ё ё a £eeaeeNgea eeeieiigaa
	Глава IV ИЗУЧЕНИЕ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ § 1. ЗАЛЕЖЬ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ Залежь углеводородов — это скопление неф­ти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих ком­понентов в едином геологическом пространстве, ограничен­ном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами. Залежь может быть приурочена к одному пласту-коллек­тору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекто­рам геологического разреза или к большой толще пород-кол­лекторов месторождения. Количество залежей в разрезе мес­торождения может соответствовать количеству продуктивных пластов или быть меньше его. Месторождение углеводородов — это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территори­ально к одной площади и сведенных с благоприятной текто­нической структурой или с другим типом ловушки. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято назы­вать многопластовым. Для промысловой геологии важное значение имеет расположение этих залежей относительно друг друга в плане и на площади. Они могут совпадать в пла­не, имея приблизительно равные размеры площадей. Залежь с большими размерами площади может сочетаться с наличи­ем в других пластах (горизонтах) небольших залежей — еди­ничных или нескольких. Ко всем пластам разного возраста могут быть приурочены небольшие залежи, не совпадающие в плане. Размер площади такого месторождения принимается по линии, оконтуривающей на поверхности расположение всех залежей. 38

	При системно-структурном изучении многопластовое ме­сторождение рассматривают в качестве высшего уровня ие­рархической системы, на котором эмерджентными свойст­вами являются количество залежей, их размеры, соотноше­ние запасов нефти и газа, характер размещения в плане, различия в глубинах залегания и геолого-физических ха­рактеристиках. Этот уровень необходим для определения сравнительной ценности залежей, последовательности ввода их в разработку, выделения эксплуатационных объектов. В изучении залежей большую роль играет моделирование внешней формы залежи. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, огра­ничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) про­дуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи. К числу таких поверхностей относятся: кровля и подошва залежи — верхняя и нижняя структур­ные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов; дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга; поверхности, разделяющие породы-коллекторы и некол­лекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.; поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверх­ности ВНК, ГВК и ГНК. Пересекающиеся граничные поверхности образуют линии, проекции которых на карте являются границами залежи, — линии дизъюнктивных нарушений, границы распространения коллекторов, контуры нефтегазоносности. Определение положения поверхностей и их пересече­ний, обусловливающих общий объем залежи (выполнение наблюдений, измерений, вычислений и графических пост­роений), входит в общий объем процедуры геометризации залежи. Ниже описаны пути определения названных границ по данным пробуренных скважин. Большую помощь в этом могут оказывать материалы де­тальных сейсмических исследований.

	§ 2. ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (КРОВЛИ, ПОДОШВЫ) Подавляющее большинство залежей нефти и газа приурочено к тектоническим структурам — различного типа складкам, куполам и др. Поэтому форма тектонической структуры обычно во многом определяет форму залежи. В качестве верхней границы залежи при согласном залега­нии пород продуктивного горизонта и перекрывающих его пород принимается кровля продуктивного горизонта, т.е. синхроничная поверхность, разделяющая породы независимо от их литологической характеристики. В случаях, когда прикровельная часть продуктивного гори­зонта повсеместно выполнена проницаемой породой, верх­ней границей залежи служит верхняя поверхность коллекто­ров. Такое совпадение имеет место при монолитном строе­нии продуктивного горизонта, выполненного по всей толщи­не породой-коллектором (рис. 2, а), или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Примером может служить нефтегазовая залежь IV мэотического горизонта Анастасиев-ско-Троицкого месторождения, в которой верхней границей залежи повсеместно служит поверхность мощного песчаного пласта. Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности кол­лекторов не совпадают (рис. 2, б, в). В качестве примера можно привести Ромашкинское месторождение, где кровлей многопластового продуктивного горизонта At (верхней гра­ницей залежи) является граница между репером "верхний из­вестняк" и прерывистым пластом "а". На участках, где пласт "а" представлен коллектором, верхней границей залежи слу­жит поверхность коллекторов этого пласта. На участках за­мещения коллекторов пласта "а" непроницаемыми породами верхняя граница поверхности коллекторов проходит по кровле лежащего ниже пласта-коллектора. За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пре­делах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверх­ность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами. Все, что было сказано выше от- 40

	б
	Рис. 2. Примеры проведения верхней и нижней границ залежи и коллекто­ров в однопластовом продуктивном горизонте ( t), Алежи в многопластовом продуктивном горизонте ( ■ ). коллекторов в многопластовом продуктивном горизонте (,). Породы-коллекторЕЗ: 1 — нефте(газо)насыщенные; 2 — водонасыщенные; 3 — породы-неколлекторы; 4 — верхняя и нижняя границы залежи {аи б) и коллекторов (а и в)
	носительно проведения верхних границ залежи и коллекто­ров, полностью относится и к нижним границам. Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с 41

	Рис. 2. Продолжение
	помощью структурных карт. Сечение между изогипсами вы­бирают в зависимости от угла падения пластов высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения — углы наклона. Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсо­лютные отметки залегания поверхности в каждой точке. При определении положения на плане точки наблюдения учиты­вают ее смещение от устья скважины в результате искривле­ния ствола. Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду А ус­тья скважины; глубину I, на которой ствол скважины пере­секает картируемую поверхность; удлинение AI ствола сква­жины за счет искривления. Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис. 3) определяется по формуле
	Н = (Ä + AI) - L.(IV.	(IV.1)
	Построение структурных карт представляет собой опреде­ление положения изогипс на плане (рис. 4). Применяют два способа построения карт: способ треугольников, используемый при картировании
	42

	Рис. 3. Пример определения положения точки наблюде­ния на плане	Скв.1	Скв.З
		Я, Я,
	поверхностей залежей, приуроченных к ненарушенным структурам; способ профилей, целесообразный при картировании по­верхностей залежей, приуроченных к структурам, расчле­ненным дизъюнктивными нарушениями на блоки. При способе треугольников точки соседних скважин со­единяют на плане линиями таким образом, что образуется
	Рис. 4. Изображение глу­бинного рельефа с помо­щью изогипс: а — профильный разрез; б — структурная карта: изогипсы глубинного ре­льефа даны в метрах			Скв.З Уровень
	43

	система треугольников (рис. 5, а). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значения­ми абсолютных отметок, кратными выбранной величине се­чения между изогипсами. Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии, соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоя­нен. Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблю­дения на этой линии при линейной интерполяции можно найти по формуле Lx = [(Нх - Щ/(Н2 - НЖ.2.
	а
	Рис. 5. Построение структурной карты методом треугольников: а — определение отметок изогипс между скважинами; б — проведение изо-гипс. 1 — скважины: в числителе — номер скважины, в знаменателе — аб­солютная отметка картируемой поверхности, м; 2 — точки с отметками картируемой поверхности, м; 3 — изогипсы 44

	где Lx — расстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на ли­нии, соединяющей скв. 1 и 2; Нх — значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы; Н1 и Н2 — абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2; 112 — расстояние между скв. 1 и 2. Интерполяция с помощью уравнения (IV.2) — трудоемкий процесс. Удобнее пользоваться масштабной сеткой (высот­ной арфой), состоящей из ряда параллельных линий, прове­денных на кальке на равных расстояниях друг от друга (рис. 6). Для удобства пользования масштабной сеткой лини­ям на ней можно присвоить значения абсолютных отметок. Полученные на сторонах каждого треугольника одноимен­ные точки соединяются линиями — изогипсами (см. рис. 5, б). Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треу­гольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности. При построении карт поверхностей, ограничивающих за­лежи, способом линейной интерполяции необходимо учиты­вать следующее. В распоряжении составителя структурной карты имеются точки наблюдения (скважины), расположенные без учета фактических особенностей формы картируемой поверхности и зачастую не совпадающие с местами перегиба поверхности или изменения ее наклона (рис. 7). Следовательно, строго придерживаясь линейной интерполяции, можно получить
	Рис. 6. Пример линейной интерполяции с помощью масштабной сетки
	45

		4 Скв.5	Рис. 7. Возможное положе­ние точек наблюдения на картируемой поверхности
	карту фиктивной поверхности, имеющей общие точки с картируемой поверхностью только в местах расположения скважин и далекой от ее фактической формы. Поэтому не­обходимо придерживаться следующих правил: при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности (сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.); до начала построений следует выявить региональные зако­номерности в залегании пород, такие, как направление осей структур, доминирующие углы падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных окончаний и АР-; нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят вероятные линии перегиба слоев, на­пример, скважины, расположенные на разных крыльях структуры; следует избегать выделения треугольников с очень остры­ми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс; проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий; построение карты следует начинать с участков, наиболее полно освещенных скважинами; конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках следует согласовы­вать с направленностью изолиний, проведенных на участках с большим числом точек наблюдения. Способ построения структурной карты по методу профи­лей изложен в § 2 настоящей главы. При построении структурных карт необходимо выдержи­вать соответствие между точностью карты и количеством и качеством исходной информации. Показателем точности
	46

	карт является размер сечения между изолиниями. Поэтому обоснование его весьма ответственная задача. При этом не­обходимо учитывать плотность точек наблюдения, точность исходных данных, сложность картируемой поверхности. Плотность точек наблюдения при выборе сечения учиты­вается следующим образом. Как видно на рис. 8, при нали­чии двух точек наблюдения А и В при линейной интер­поляции фактическая кривая АВ (соответствующая картируе­мой поверхности) заменяется фиктивной прямой АВ, для ха­рактеристики которой достаточно двух изолиний с сечением между ними ВС. Если взять сечение меньше, то промежуточ­ные изолинии будут характеризовать поверхность иначе. При увеличении количества точек наблюдения прямая АВ заменится ломаной ADMB, более близкой к кривой АВ. Что­бы ее охарактеризовать, нужно сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой их следовало бы провести гуще (для отрезка MB сечение равно BF), а в нижней — реже: отрезку AD соответствует сечение ЕС. Поскольку при построении карты применяют единое значение сечения между изолиния­ми, рациональной величиной сечения будет значение, при­мерно равное средней разности между абсолютными отмет­ками поверхности в скважинах. В рассматриваемом примере следует принять, что сечение В
	Рис. 8. Влияние количества точек наблюдения на точ­ность отображения карти­руемой поверхности

	hËÁ = (BF + FE + EC)/3.						(IV.3)
	Таким образом, чем больше точек наблюдения, тем, при прочих равных условиях, меньше разность между абсолют­ными отметками поверхности в соседних точках (сква­жинах). Поэтому принятие меньшего значения сечения повы­сит точность карты. Точность исходных данных учитывается при выборе вели­чины сечения изолиний следующим образом. Абсолютная отметка картируемой поверхности в точке наблюдения (скважине) определяется с некоторой погрешностью ± т. На
	рис.		Ä2=	В-В1 =			В2. При
	этом замеренное значение абсолютной отметки может соста­вить Ä ± m, B ± m. Погрешности определения абсолютных отметок картиру­емых поверхностей в скважинах бывают связаны с погреш­ностями определений альтитуд устьев скважин, с удлинением скважин за счет искривления и неточностью его определения, с неточностями при копировании диаграмм каротажа и др. Для Волго-Уральской провинции погрешности определения абсолютных отметок маркирующих горизонтов на глубине 1000 м составляют ± 1,76 м.
	При погрешностях одного знака m=Ä— А1=В — В1 ËÎË m=Ä +				Ä	соседних В +	скважинах В2 относи-
	тельное превышение А одной точки наблюдения над другой будет соответствовать фактическому: А = (А + т) — (В + + m) = Ä - Ç.
	а -994 <£ -995 -996 Ь -997
		"Т-	Ьв
			_____1________L_1-
	-998^------j—
	Рис. 9. Влияние погрешнос­тей определения абсолют­ных отметок на точность ото­бражения картируемой по­верхности: а — профильный разрез; б — структурная карта
	48

	При погрешностях разного знака т = А— А1 = В + В2 разница между замеренными и фактическими значениями составит ± 2т: (Ä + m) — (Ç + m) = A + m — B + m = = А — В + 2т. Таким образом, если фактическая разность между двумя точками меньше или равна 2т, то все изолинии в этом интервале будут отражать не изменение самого пара­метра, а погрешности его определения (см. рис. 9). Следовательно, сечение между изолиниями должно быть не менее 2т (для условий Волго-Уральской провинции боль­ше 3,5 м). Сложности поверхности учитываются следующим обра­зом. Поверхность тем сложнее, чем больше различаются зна­чения абсолютных отметок в отдельных ее точках. Степень изменчивости параметра характеризуется средне-квадратическим отклонением, показывающим, насколько от­дельные значения параметра в среднем отклоняются от его значения в ту или иную сторону:
	а=±	к-xV-	(IV.4) /(n-1)
	Чтобы карта уверенно отражала изменчивость параметра по площади, в диапазоне 2а должно пройти несколько изо­линий. § 3. ИЗУЧЕНИЕ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ В зависимости от характера смещения слоев и положения плоскости нарушения выделяются взбросы и сбросы. В условиях наклонной плоскости нарушения при взбросе приподнятое крыло располагается над плоскостью нарушения. Скважина, пересекшая взброс, вскрывает дваж­ды одни и те же слои (рис. 10, I). При сбросе приподнятое крыло располагается под плоскостью нарушения, и в сква­жине, пересекающей сброс, выпадают все слои (рис. 10, П) или их часть. На наличие разрывного нарушения с наклонным положе­нием плоскости нарушения указывают наличие разрезов скважин с повторением или выпадением некоторых пластов, а также резкие перепады гипсометрических отметок кровли и подошвы пласта изучаемого горизонта на небольшом рас­стоянии. 49

	Скв.1		Скв.2
	т /, Приподнятое крьшо &у	II
	Рис. 10. Элементы дизъюнктивных нарушений: / — взброс; II — сброс: Н,, Н2 — высоты соответственно взброса и сброса; 1,, 12 — ширина перекрытия смесителя соответственно при взбросе и сбро­се; части разреза: а, а, — повторяющиеся в скв. 1, б, б, — выпадающие в ÒÍ‚. 2 Плоскость нарушения может иметь и вертикальное поло­жение. При этом с обеих его сторон может сохраняться нормальное залегание пластов без их повторения или выпа­дения. В таком случае прямым указанием на наличие нару­шения служит резкое различие гипсометрических отметок одноименных пластов вблизи предполагаемой плоскости на­рушения. Трещины (разломы), по которым произошло смещение слоев, могут быть закрытыми или открытыми. В зависимос­ти от этого и от соотношения толщины продуктивного плас­та и амплитуды смещения нарушения делятся на проводящие и экранирующие. Проводящие нарушения обычно не нару­шают целостности залежи. Экранирующие нарушения служат естественными границами залежей или расчленяют залежи на изолированные участки. Нарушения относят к проводящим или экранирующим на основании сопоставления абсолютных отметок контактов между нефтью, газом и водой в разных блоках. Если в пре­делах соседних блоков ВНК, ГНК или ГВК единого горизон­та находятся на разных гипсометрических отметках или при
	50

	одинаковых отметках горизонт в одном блоке содержит нефть, а в другом — газ или воду, то разрывное нарушение является экранирующим. При единых гипсометрических от­метках контактов в соседних блоках есть основания считать тектоническое нарушение проводящим. Наличие или отсутствие связи между блоками можно вы­явить путем гидропрослушивания двух скважин, расположен­ных по разные стороны от нарушения. Если изменение ре­жима работы в одной скважине вызовет изменение режима работы в другой, то нарушение относят к проводящему. При отсутствии взаимодействия скважин нарушение считают эк­ранирующим. Положение дизъюнктивных нарушений в плане, их фор­ма, размеры и другие особенности выявляются с помощью структурных карт, построенных по способу профилей. Для этого составляется максимально возможное количество про­филей по линиям, преимущественно перпендикулярным к направлению нарушений (рис. 11). На профилях выделяют кровлю или подошву продуктивного горизонта, т.е. поверх­ность, по которой будет строиться карта. В соответствии с принятым сечением изолиний на каждом профильном разре­зе вычерчивается высотная сетка. Одна из линий сетки (на рис. 11 — с абсолютной отметкой — 500 м) принимается за базисную. На нее проектируются точки пересечения карти­руемой поверхности с разрывными нарушениями, а также с линиями сечения, точки перегиба картируемой поверхности. Проекции точек отмечаются разными знаками, и около них надписывается абсолютная отметка залегания картируемой поверхности в каждой точке. На плане наносят линии профилей и на них переносят с базисных линий проекции точек и абсолютные отметки кровли (подошвы) пласта (рис. 12). Построение структурной карты начинают с определения положения на плане следов пересечения тектонических на­рушений с картируемой поверхностью. Для этого плавной ли­нией соединяют проекции точек пересечения кровли (подошвы) с поверхностью нарушения. Затем штрихпунктирной линией, соединяя проекции точек перегибов картируемой поверх­ности, проводят тектонические оси структуры. И наконец, проводят изогипсы картируемой поверхности, соединяя плав­ными линиями одноименные абсолютные отметки. Амплитуду нарушения определяют по разнице абсолютных отметок изогипс, примыкающих к нему с противоположных сторон. 51

	К ir, I		«о
	-500 -525 -550 -575-	I I /		: i I /
		V
	-575 -600
	Рис. 11. Основа для построения структурной карты по способу профилей (по МА Жданову): 1 — профили; 2 — след пересечения поверхности нарушения плоскостью профиля; 3 — кровля (подошва) продуктивного горизонта на профиле; про­екции: 4 — точек пересечения кровли продуктивного горизонта с линиями сечения; 5 — точек пересечения кровли продуктивного горизонта с поверх­ностью нарушения; 6 — точек перегиба кровли продуктивного горизонта

	При наклонной поверхности нарушения положение дизъ­юнктивной границы на карте отображается двумя линиями, из которых одна соответствует границе приподнятого блока, а другая — границе опущенного. При сбросе соседние блоки на карте отдалены друг от друга, обе граничные линии как бы "видны" сверху, и поэтому на плане они изображаются сплошными линиями. Между ними картируемая поверхность отсутствует и изолинии не проводятся (на рис. 12 — левое нарушение и см. рис. 13, а). При взбросе смежные блоки частично совмещаются в плане, т.е. один блок надвинут на другой. Поэтому на структурной карте "видимая" сверху ли­ния контакта поверхности взброса и картируемой поверхно­сти приподнятого крыла изображается сплошной линией, а
	Рис. 12. Структурная карта, построенная по способу профилей (по М.А. Жданову): 1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — проекции следов пересечения кровли продуктивного горизонта с поверхностью нарушения; 3 — тектонические оси; 4 — линии профилей
	53

			II -100 -200 -300 -400
	А2	3 I—I 4
	Рис. 13. Принципиальная схема изображения на карте поднятий, осложнен­ных сбросом (у.) и взбросом (- ): 1 — изогипсы пласта, м; 2 — горизонтальные проекции следов пересечения кровли пласта с поверхностью нарушения; 3 — сброс и взброс; 4 — линии профилей; a—f, 1—4, А, В — проекции точек, необходимых для построения карты
	"невидимая" линия контакта опущенного крыла — пункти­ром. В зоне перекрытия одного блока другим изогипсы кар­тируемой поверхности приподнятого блока проводятся сплошными линиями, а опущенного — пунктирными (рис. 12 — правое нарушение и см. рис. 13, б). При вертикальной поверхности нарушения положение дизъюнктивной границы на структурной карте отображается одной сплошной линией, в которую упираются изогипсы картируемой поверхности в смежных блоках. Экранирующее дизъюнктивное нарушение, при котором в приподнятой части тектонической структуры горизонт со­единяет нефть или газ, а в опущенной — воду, является од­ной из границ залежи. Экранирующее дизъюнктивное нарушение в пределах тек­тонической структуры при разных отметках контактов неф­ти или газа с водой в соседних блоках может являться гра­ницей самостоятельных залежей.
	54

	§ 4. ИЗУЧЕНИЕ ГРАНИЦ ЗАЛЕЖЕЙ, СВЯЗАННЫХ С ФАЦИАЛЬНОЙ ИЗМЕНЧИВОСТЬЮ ПЛАСТОВ И СТРАТИГРАФИЧЕСКИМИ НЕСОГЛАСИЯМИ Границы залежей можно проводить по лини­ям полного замещения коллекторов продуктивного горизонта на площади непроницаемыми породами или по линии вы­клинивания коллекторов. Потерю горизонтом коллекторских свойств при сохране­нии его в разрезе называют замещением коллекторов, а со­ответствующую экранирующую границу — линией фациаль-ного замещения коллекторов или границей распространения коллекторов. Положение линии замещения коллекторов оп­ределяют по данным керна и промысловой геофизики о том, какими породами — проницаемыми или непроницаемыми — представлен пласт в каждой скважине. При ограниченном числе скважин положение линии заме­щения может быть определено лишь приближенно. На плане расположения скважин одним знаком отмечаются скважины, в которых пласт представлен проницаемыми породами, дру­гим знаком — скважины с непроницаемыми породами. Ли­ния замещения на площади между этими скважинами прово­дится условно либо строго на половине расстояния между ними, либо немного дальше от скважины, в которой отмеча­ется большая толщина пласта, и несколько ближе к скважи­не с меньшей его толщиной. Более точное положение линии замещения можно опреде­лить, если по достаточному количеству скважин можно уста­новить градиент изменения толщины пласта-коллектора в направлении к линии замещения. При выклинивании или размыве продуктивных отложе­ний, сопровождающихся несогласным залеганием слоев, об­разуются линии выклинивания или размыва, ограничивающие площадь, за пределами которой пласт не отлагался или раз­мыт. Наличие выклинивания и размыва продуктивных отложе­ний устанавливается по несогласному залеганию продуктив­ных и перекрывающих (подстилающих) отложений и выпа­дению из разрезов скважин продуктивного пласта. Определение положения линий выклинивания или размыва возможно несколькими способами. Выбор способа зависит 55

	от объема исходных данных. При небольшом числе пробу­ренных скважин линии выклинивания и размыва проводятся условно посредине между каждой парой скважин, в одной из которых имеется продуктивный пласт, а в другой — отсутствует. Этот способ обычно применяют на стадии про­ектирования разработки по редкой сети разведочных сква­жин. После разбуривания залежи эксплуатационными скважи­нами положение линии выклинивания можно уточнить по градиенту уменьшения толщины продуктивных отложений в направлении к линии выклинивания. Для этого используют карту общей толщины продуктивного горизонта в изолини­ях, построенную по данным всех пробуренных скважин. Ну­левая изопахита на этой карте соответствует линии выклини­вания и считается границей залежи (или одного из ее плас­тов). Положение линий выклинивания и размыва можно также уточнить путем построения серии профилей. Для этого пер­пендикулярно к уточняемой линии через пробуренные сква­жины проводится возможно большее число профилей. В каждый профиль должно быть включено несколько скважин, расположенных в зоне распространения продуктивного плас­та и в зоне его отсутствия. На профилях проводят линии, соответствующие положению кровли и подошвы продуктив­ного пласта. Смыкание кровли подстилающих и подошвы перекрывающих пласт отложений отмечает точку, в которой линия выклинивания или размыва пересекает профиль. Эти точки переносят на карту и, соединив их, получают в плане линию выклинивания или размыва.
	§ 5. ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ В ЗАЛЕЖАХ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ В пределах залежей насыщающие продуктив­ный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в со­ответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий мини­мальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ни­же — вода. Однако молекулярно-поверхностные силы пре­пятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей 56

	в пористой среде. Это проявляется в том, что в продуктив­ных пластах содержится определенное количество остаточ­ной воды (см. § 4 главы V), а также в сложном распределе­нии по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения. Значение капиллярного подъема Л определяется уравнением Л = 2aBHcoseB.H/[r,g(pB - рн)],                                              (IV.5) где авн — поверхностное натяжение на границе раздела неф­ти и воды; 0ВН — краевой угол смачивания на той же грани­це; г, — радиус капиллярной трубки; д — ускорение свобод­ного падения; рв и рн — плотность соответственно воды и нефти. Исходя из (IV.5), можно отметить, что высота капиллярно­го подъема увеличивается: при уменьшении радиуса капилляров; при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз; при уменьшении краевого угла смачивания; при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз. В результате четкие границы между газо-, нефте- и водо-насыщенными частями пласта часто не образуются, и имеют­ся так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от ну­ля до предельного насыщения. Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в разных залежах меняется от нескольких сантиметров до де­сятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Брагунском, Малгобек-Вознесен-ском и других месторождениях, где нефтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти ма­ла, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуро­ченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12 — 15 м. Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют не­большую толщину. На рис. 14 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазона-сыщенностью 80 %. Здесь по характеру насыщенности мож- 57

		я		Рис. 14. Типичное разме­щение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Макси­мову): / — газовая шапка; // — зона перехода от нефти к газу; III — нефтяная часть; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водо­носная зона. 1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода
	III
	IV
	О            50 100 Водонасыщенность, %
	но выделить пять интервалов (снизу вверх): V — водоносная зона; IV — переходная зона от воды к нефти; III — нефтяная зона; II — переходная зона от нефти к газу; / — газоносная зона. Указанные особенности распределения газа, нефти и воды по разрезу создают сложности в определении границ залежей по нефтегазонасыщенности пород — водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК), газоводяного контакта (ГВК). На рис. 15 показано изменение по разрезу нефтеводо-насыщенности и капиллярного давления в реальном тер-ригенном коллекторе с высокими фильтрационно-емкост-ными свойствами (по данным исследования керна одного из месторождений Татарии). Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда пол­ностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности кв = 1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного давления четко выделяется уровень /, на котором в по­ристой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности кн возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не до­стигает значений, близких к предельному (0,86). Соответст­венно кв выше уровня I уменьшается вначале быстро (кривая 1), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям &н, близким к мак­симальным, а кв — близким к минимальным, с некото­рой долей условности проводится уровень II. Уровень / со­ответствует подошве переходной зоны, а уровень II — ее кровле.
	58

	Рис. 15. Пример обоснования положения границ в пере­ходной зоне. Зависимости коэффициен­тов: 1 — водонасыщенности къ и 2 — нефтенасыщеннос-ти &н от высоты над уровнем нулевого капиллярного дав­ления рк; 3 — относительной проницаемости А„ро для неф­ти и 4 — относительной проницаемости к^^ для воды от 1, и i,,; J - подошва пе­реходной зоны; // — кровля переходной зоны; III — уро­вень появления подвижной нефти; IV — уровень пере­хода воды в неподвижное состояние; Н — расстояние до поверхности со 100%-ным водонасыщением	'про
		0,5		1,0
		0,5
		0,6			Н,м 15,0 12,5 10,0 7,5 5,0 2,5
		0,4	II
	0,2
	0		0,5	1,0 кв, кн
	Кривые 3, 4 на рис. 15 характеризуют зависимость фазо­вой проницаемости в переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три части. В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения кн нефть способна двигаться по по­ристой среде. Этому значению ks соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является толь­ко вода. Выше уровня III в средней части переходной зоны по­движностью обладают как вода, так и нефть, причем посте­пенно фазовая проницаемость для нефти возрастает, а для воды снижается. По достижении определенного критического значения къ фазовая проницаемость для воды становится рав­ной нулю. Этому значению кв соответствует уровень IV, вы­ше которого может перемещаться только нефть. В настоящее время нет единого подхода к выбору поверх­ности, принимаемой за ВНК. В одних случаях за ВНК при­нимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало-Поволжья,
	59

	где толщина переходной зоны 5 —8 м. Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1 — 1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV неве­лико и его не учитывают в запасах. В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так про­водят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтя­ных месторождений Западной Сибири, где толщина пере­ходной зоны достигает 10—15 м и более. Здесь толщина слоя между III и IV уровнем иногда 6—10 м и количество подвиж­ной нефти в нем столь значительно, что пренебрегать им нельзя. В некоторых случаях, когда толщина переходной зоны незначительна (до 1 —1,5 м), за ВНК принимают наиболее четко фиксируемую на геофизических диаграммах поверх­ность, соответствующую / уровню, т.е. подошве переходной зоны. Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из рассмотренных граничных поверхнос­тей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных ее частей. Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой от­дельной скважине служат данные керна, промысловой гео­физики и опробования. По керну установить положение контакта в скважине можно при незначительной толщине переходной зоны, пол­ном выносе керна и четком фиксировании положения кон­такта в керне по внешним признакам. Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики. Нижняя граница пере­ходной зоны обычно четко фиксируется резким скачкооб­разным уменьшением величины рг на диаграммах электроме­трии (рис. 16) и снижением показаний нейтронного гамма-метода. При необходимости дополнительно привлекаются данные нейтрон-нейтронных методов по тепловым нейтро­нам, импульсных методов, наведенной активности по натрию и хлору. Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) и в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения. При большой толщине переходной зоны нахождение по- 60

	нгм ГМ                          М0,8 0,1В 1,0 7,«отн. ед О          4,8мА1м J5- Од» 250 Ом-м or 250 0мм О Ь 250 Ом-м
	Рис. 16. Определение положения ВНК по данным электрометрии и радиометрии при небольшой толщине пере­ходной зоны (по Б.М. Орлинскому). Коллекторы: 1 — предельно нефтенасыщенныи, 2 — водонасыщенныи; 3 — ВНК

	ложения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необ­ходимо определять положение нижней и верхней границ пе­реходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница пере­ходной зоны проводится на диаграммах электрометрии (градиент-зонда) по максимуму КС (рис. 17). Выделение по данным электрометрии граничных поверхностей с фазо­вой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), рав­ной нулю, осуществляется путем установления соответст­вующих им критических значений сопротивления рккр. Зна­чение рккр зависит от свойств коллектора, в частности от его пористости, и для каждой залежи обосновывается ис­ходя из результатов поинтервального опробования водонеф-тяной зоны в скважинах с высоким качеством цементиро­вания. Зная величину рккр и значения сопротивления на верхней
	-В7,5А0,75М— СП М0,8А 0,1В М2А 0,5В М4А0.5В М7,5А0,7В изменения? 0 20Ом М0 25 Ом м 0 25 Ом м 0 25 Ом м 0 25Ом м 0 40 On к
	, 25 мВ
	В7,5А0,75М--СП М0,8А 0,1В М2А 0,5В М4А 0,5В См/м 4Ф0,75 БК=3            изменения р 0 ЮОмм О МОИМ 0 700» и 0 70Ом М 0,40,30,2 0,1 0 0 lOOuitO 20OMM
	Рис. 17. Определение границ переходной зоны и ВНК по данным электро­метрии в разных сжважинах (по Б.М. Орлинскому). Коллекторы: 1 — предельно нефтенасыщенный, 2 — переходной зоны, 3 — водонасыщенный; границы: 4 — ВНК, 5 — переходной зоны 62

	(Рк.в) и нижней (ркн) границах переходной зоны, найти поло­жение ВНК можно путем линейной интерполяции, учитывая, что сопротивление в переходной зоне меняется прямолиней­но (рис. 18); Я ВНК = Я 1 - 1\.з[(Рк.кр - рк.в)/(рк.н - Рк.в).                                 (IV.6) где q внк — глубина залегания ВНК; q t — глубина нижней границы переходной зоны; hn3 — толщина переходной зо­ны. На практике не во всех скважинах удается точно устано­вить положение верхней границы переходной зоны и, следо­вательно, определить сопротивление для чисто нефтяной час­ти пласта. Это обычно связано с литологической неоднород­ностью пласта или с малой толщиной его предельно нефте-насыщенной части. В таких случаях условно принимают среднее расстояние от подошвы переходной зоны до ВНК, уверенно определенное в других скважинах. Аналогичным образом, по значениям рккр можно найти и другую граничную поверхность, принимаемую за ВНК, — поверхность, на которой фазовая проницаемость для воды равна нулю.
	Н, м
	Рис. 18. Графики измене­ния нефтенасыщенности кн, удельного сопротивления рК и электрической проводи­мости о в переходной зоне (по Б.М. Орлинскому). Коллекторы: 1 — предельно нефтенасыщенный, 2 — переходной зоны, 3 — во-донасыщенный; g — рас­стояние до поверЕности со 100 %-ным водонасыщением	0 10 20 30 40 р,Омм
		0	30	60 ки,%
		1 0,75 0,50 0,25 с, Ом м 63

	Определение начального положения контактов путем оп­робования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правиль­ность данных ГИС о положении контактов. Однако в случа­ях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным ме­тодом. Оно может проводиться в процессе бурения в необ-саженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специаль­ным пакерным устройством. Наиболее результативно поин-тервальное опробование пластов в обсаженных скважинах (рис. 19). Для поинтервального опробования на основании имеющихся керновых и геофизических данных о газонефте-
	- г н IV1- . . . г t ; . . . . У- м 1 :• • ■ • It Si i 1 п/з И — У/, ■'. '\ i I '#. в 11 % '■': ■ ■ ■ У/,
	l =:=:=
	Рис. 19. Схема поинтервального опробования разреза скважины. Г, Н, П/3, В — интервалы разреза, охарактеризованные по геофизическим данным соответственно как газонасыщенный, нефтенасыщенный, переход­ная зона от нефти к воде, водонасыщенный; I, II, III, IV, V — последова­тельные интервалы опробования; 1 — пласты-коллекторы; 2 — непроницае­мые разделы между пластами-коллекторами; 3 — интервалы перфорации; 4 — цементные стаканы, устанавливаемые в стволе скважины после опро­бования каждого интервала 64

	водонасыщенности разреза намечают сравнительно неболь­шие по толщине интервалы: в водоносной части пласта — непосредственно под пред­полагаемым ВНК или ГНК; в переходной зоне от нефти (газа) к воде (при ее значи­тельной толщине) — несколько последовательных интерва­лов: в нефтяной части пласта — выше ВНК и ниже ГНК; непосредственно над ГВК или ГНК. Интервалы опробования следует намечать таким образом, чтобы исключить возможность поступления в скважину жид­кости (газа) из выше- или нижележащих участков разреза. Для этого интервал перфорации располагают на расстоянии 2 — 3 м от предполагаемых границ переходной зоны. При возможности между ВНК и нижними перфорационными от­верстиями следует оставлять неперфорированными непрони­цаемые разделы. Поинтервальное опробование скважины проводят следу­ющим образом. Вначале перфорируют нижний из намечен­ных интервалов, вызывают приток флюида из пласта в сква­жину и после полной замены флюидом промывочной жидко­сти в скважине отбирают пробу. На основании этой пробы делают вывод о характере насыщения данного интервала. Затем перфорированный интервал изолируют путем установ­ки цементного моста под давлением и производят опробова­ние следующего интервала. Получение безводной нефти (газа) из интервала, охарактеризованного по геофизическим дан­ным как нефтенасыщенный (газонасыщенный), указывает на то, что ВНК (ГВК) действительно находится ниже интервала перфорации. Получение пластовой воды из интервала, оха­рактеризованного по данным геофизики как водоносный интервал, подтверждает, что ВНК (ГВК) находится выше ис­пытанного интервала. Получение при опробовании интервала, охарактеризован­ного по геофизическим данным как чисто нефтенасыщенный (газонасыщенный), вместе с нефтью (газом) какого-то коли­чества воды или только воды может быть связано либо с не­правильной оценкой характера насыщения по геофизичес­ким данным, либо с некачественным цементированием сква­жин. В таком случае следует критически оценить все имею­щиеся данные и установить истинную причину расхождения. При опробовании переходной водонефтяной зоны из ее верхней части должна быть получена чистая нефть, из сред­ней части — нефть с водой и из нижней — вода. 65

	Поверхности ВНК, ГНК и ГВК могут представлять собой плоскости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках за­лежи выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины напора и направления движения пласто­вых вод, неоднородности продуктивных пластов и других факторов. По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверх­ности ГВК, ГНК и ВНК обычно представляют собой гори­зонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах за­лежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважинах) не больше удво­енной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность в среднем со­ставляет ± 2,0 м. При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгруз­ки. Наклон может достигать 5—10 м и более на крупных за­лежах с обширными водонефтяными зонами. При значительной литологической изменчивости продук­тивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия ка­пиллярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму. Для обоснования положения ВНК по залежи строят схему (рис. 20) на основе комплексного обобщения имеющихся данных и опробования разведочными и первоочередными добывающими скважинами. Для этого подбирают скважины, дающие информацию о начальном положении контакта. Обычно это скважины, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также в продук­тивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим положени­ем изучаемой части разреза на схему наносят колонку каж­дой скважины с указанием на ней интервалов проницаемых пластов. На каждой колонке помещают информацию для обоснования положения ВНК: данные промысловой геофи­зики и исследования керна о характере насыщенности по­род-коллекторов, интервалы перфорации, дату и результаты опробования перфорированных интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия на пласт; положение искусственных забоев после изоляции опробованных интервалов). 66

	-1460 -1470 -14Н0 -1490 -1500 Н, м	Скв.7
		Скв.1		ЕН-110т/сут
		ЬН-Шт/сут|| Ев-13%	LH-70 т7сут В Н-90 т/сут I
			| Н-25 т/сут | В -50%
		=± Н-7м7сутМ
	Рис. 20. Пример схемы обоснования положения ВНК. Терригенные пласты-коллекторы, выделенные по ГИС: 1 — нефтенасыщен-ные, 2 — водонасыщенные, 3-е неопределенной насыщенностью; 4 — интервалы перфорации; 5 — "верхний известняк"; 6 — искусственный забой после опробования нижнего интервала; притоки: Н — нефти; В — воды На основании нанесенной на схему информации проводят линию, отвечающую среднему положению контакта. Если в отдельных скважинах данные о характере насы­щенности пласта (прослоя) не соответствуют принимаемому по большинству скважин положению контакта, необходимо выяснить причины этого. На рис. 20 линия, соответствующая наиболее вероятному положению ВНК, проходит по отметке —1490 м. В большин­стве скважин выше этой отметки проницаемые пласты и прослои по геофизическим данным нефтенасыщены и из продуктивных интервалов получен приток нефти. Ниже этой отметки во всех скважинах, кроме скв. 2, пласты, по данным ГИС, водонасыщены. Несовпадение данных ГИС в скв. 2 с принятым положением ВНК связано с неточностью опреде­ления характера насыщения нижнего перфорированного пла­ста методами геофизики. Об этом свидетельствуют результа­ты опробования этой скважины. Получение вместе с нефтью 15 % воды указывает на то, что скв. 2 ВНК проходит в ниж­нем перфорированном интервале. Выше принимаемой от­метки ВНК обводненная нефть получена в скв. 5. В данном случае это может быть связано с некачественным цементи­рованием заколонного пространства. Аналогично обосновы­вают положение ГВК и ГНК. 67

	При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строят карту по­верхности контакта в изолиниях. Для этого используют при­нятые по комплексу всех данных отметки контакта по каж­дой скважине. Значения абсолютных отметок контакта в каждой сква­жине наносят на план расположения скважин и путем линей­ной интерполяции определяют положение изогипс поверхно­сти контакта. Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры за­лежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыще-ния. Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур — линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний — с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур явля­ется границей залежи. Между внешним и внутренним конту­рами располагается водонефтяная (водогазовая, газонефтяная) часть. Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего — на карте нижней поверхно­сти пласта. При горизонтальном контакте на карте контур проводят по изогипсе, соответствующей гипсометрическому положе­нию контакта или параллельно изогипсе с близким значени­ем. При горизонтальном контакте линия контура не может пересекать изогипсы. При наклонном положении контакта, если диапазон изме­нения его абсолютных отметок больше принятого сечения изогипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверх­ностей пласта. В этом случае положение контуров определя­ется с помощью метода схождения (рис. 21). Для этого сов­мещают карту поверхности пласта и карту поверхности кон­такта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс. В случаях, когда кровля и подошва продуктивного гори­зонта (пласта), выделенные по стратиграфическому признаку, совпадают с кровлей и подошвой продуктивных коллекто­ров, положения контуров определяют по структурным кар­там, построенным по этим синхроничным поверхностям.

	Рис. 21. ПримерН определения положения внешнего ( $ и внутреннего ( -) контуров нефтеносности при наклонном контакте нефть - вода (по М.А. Жданову). Изогипсы, м: 1 — кровли продуктивного пласта, 2 — подошвы, 3 — поверх­ности ВНК; контуры нефтеносности, 4 — внешний, 5 — внутренний
	Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, ли-тологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва), выделенная по стратиграфическому признаку, не совпада­ет на отдельных участках залежи с поверхностями продук­тивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части гори­зонта. Рассмотрим, как определить положение внешнего контура нефтеносности, на примере объекта разработки, сложенного тремя пластами с разным характером прерывистости (рис. 22). ВНК для всех трех пластов единый — горизонтальный на отметке —1202 м (залежь полностью подстилается водой). При таком строении горизонта сначала определяют положе­ние контуров по каждому из пластов. Для этого выполняют следующее: определяют на картах границы распространения коллек­торов каждого пласта по площади (рис. 23, $,-,,), в преде­лах площадей распространения коллекторов проводят изо­гипсы верхней поверхности каждого пласта; на карты поверхности коллекторов каждого пласта нано­сят линии внешних контуров, соответствующие абсолютной отметке —1202 м.

	Скв.14 Л -1260 Я. м \
	Рис. 22. Геологический профиль многопластовой залежи (к примеру опреде­ления положения контура нефтеносности на рис. 43): 1 — верхняя граница залежи; коллекторы: 2 — нефтенасыщенные, 3 — во-донасыщенные; а, б, в — индексы пластов Затем определяют положение внешнего контура нефте­носности объекта разработки в целом. Для этого совмещают карты всех трех пластов (рис. 23, „). Совмещенная карта выглядит следующим образом. Карта верхнего прерывистого пласта "а" на ней показана полно­стью в границах его залегания. В "просветах" пласта "а" (в зонах отсутствия его коллекторов) помещена видимая часть карты пласта "б". В зоне отсутствия коллекторов и пластов "а" и "б" помещена видимая часть пласта "в". В результате получают в целом верхнюю границу залежи сложной формы, формируемую по фрагментам внешних контуров разных пластов и фрагментам границ распространения коллекторов этих пластов. Начальное положение водонефтяного контакта показыва­ют на детальном геологическом профиле. При многопласто­вом характере продуктивного горизонта положение ВНК (ГВК, ГНК) на профиле отражается лишь в пределах залега­ния пород-коллекторов. Все рассмотренные ранее внешние границы залежей непо­движны. В отличие от них ВНК, ГНК и ГВК в процессе раз­работки залежей могут перемещаться. 70

	°-1244	/—/
	Рис. 23. Пример определения в многопластовом объекте разработки поло­жения внешнего контура нефтеносности: $ — пласт а; ■ — пласт б; , — пласт в; „ — объект разработки в целом. 1 — изогипсы кровли пластов-коллекторов, м; 2 — внешний контур нефтенос­ности; границы замещения коллекторов: 3 — пласта а, 4 — пласта б; 5 — линия профиля; 6 — скважины (в числителе — номер скважины, в знамена­теле — абсолютная отметка, м); 7 — площадь залежи

	Рис. 23. Продолжение
	В целом, как видно из изложенного, форма залежей опре­деляется формой каждой из рассмотренных границ и харак­тером линий их пересечения. Соответственно выделяют залежи: повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности; оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов; оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктив­ного нарушения. Встречаются залежи, полностью расположенные в грани­цах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а так­же залежи с участием всех четырех видов границ. Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во мно­гом определяет степень связи залежи с законтурной облас­тью и ее энергетические возможности.

	Глава V ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
	§ 1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ Породы коллекторы и неколлекторы. Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии — изу­чение внутреннего строения залежи нефти или газа. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров — пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом прост­ранстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и вы­явить структуру этой системы. Коллектором называется горная порода, обладающая та­кими геолого-физическими свойствами, которые обеспечи­вают физическую подвижность нефти или газа в ее пустот­ном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невоз­можно, называются неколлекторами. Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопро­мысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с раз­ными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи. Понятие внутренних геологических границ и их виды. Выявление внутреннего строения залежи по данным измере­ний, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в реше­нии этой задачи — проведение необходимых внутренних ге­ологических границ. Проведение границ означает разделение пространства залежи на области, в отношении которых де­лается допущение, что внутри них значения признаков изве- 73

	стны для любой точки. В результате пространство становится полноопределенным. По процедуре выделения внутренних геологических границ различают границы естественные и условные. Естественные границы фиксируются в скважинах по рез­кой смене физических свойств пород — это поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и некол­лекторы, границы зон коллекторов с разными емкостно-фильтрационными свойствами, с разным характером насы­щения пород, а также дизъюнктивные, связанные с разрыв­ными нарушениями, и др. Условные границы принимаются по каким-либо косвен­ным признакам — по кондиционным свойствам коллекто­ров, по категорийности запасов, по комплексу свойств, оп­ределяющих технологические показатели разработки, по зо­нам залежей, выделенным в соответствии с системой разра­ботки, по частям залежей, принадлежащим разным недро­пользователям и другим, которые не приурочиваются к ка­ким-либо естественным границам. Простые и сложные геологические тела. Часть геологиче­ского пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологичес­кого тела достаточно указать его границы. Геологические тела, внутри которых по выбранному спис­ку свойств нельзя провести ни одной естественной или ус­ловной границы, называют простыми, а тела, внутри кото­рых можно провести хотя бы одну такую границу, — слож­ными. Тело, среди границ которого имеются и условные, на­зывается условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его простые и ус­ловные тела выступают как элементы системы. Таким образом, залежь нефти или газа в природном виде в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными, так и условными и произвольными гра­ницами. § 2. РАСЧЛЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологическо-го состава, установление последовательности их залегания и в 74

	конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью ком­плекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в на­стоящее время основное место занимают геофизические ме­тоды, которыми в обязательном порядке исследуются сква­жины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетатель­ные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования ин­тервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами. Достоверность расчленения зависит от степени изученнос­ти геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей гео­физической характеристики района, полученной сейсмичес­кими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в ком­плексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущест­венно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и силь­нотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам. Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности. Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, вы­деляются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы — про наибольшему отклоне­нию кривой ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плот­ных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополни­тельно электрическое микрозондирование, нейтронный гам­ма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж. Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные со- 75

	противления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гам­ма-каротажную кривую. Коллекторы в карбонатном разрезе (известняки и доло­миты) имеют различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофи­зическим материалам весьма сложно. Петрофизические свойства микрокавернового ("порово-го") карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расч­ленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть полу­чены по данным микрозондирования. Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации: электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное исполь­зование данных радиометрии и акустического каротажа и др. Учитывая отмеченные особенности подходов к расчлене­нию терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается опре­деленный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях. На рис. 24 приведены типичные кривые различных гео­физических методов, позволяющих выделять интервалы пород-коллекторов в разрезах скважин. Эти методы следу­ющие: 1   — метод сопротивлений — по расхождению кривых кажущихся сопротивлений рк зондов малого и большого раз­мера; 2  — метод микрозондов (МЗ) — по положительному при­ращению микропотенциал-зонда (МПЗ) над микроградиент-зондом (МГЗ): Арк.мз = рк.мз + Рк.мгз; 3  — метод потенциалов собственной поляризации (СП) — по отрицательной аномалии АС/СП; 4  — метод естественного гамма-излучения (ГМ) — по низ­ким значениям /у; 76

	In,T(L>Ln) /ny(L>Ln) /,iy(L<Ln) ln,T(L<Ln)
	Рис. 24. Характеристика коллекторов по данным различных геофизических методов исследования скважин (по В.Н. Дахнову). Разрезы: А — песчано-глинистый; Б — карбонатный, а — глины; б — пески; песчаники: , — рыхлые, „ — плотные; известняки: %с— кавернозные и за-карстованные, е — трещиноватые, ж — плотные; з — участки кривых, соот­ветствующие коллекторам; кривые рк: / — малого потенциала-зонда, II — среднего градиент-зонда, III — микропотенциал-зонда; кривые Ucn: V — Рф > Рв> VI ~ Рф < Рв> 1—15 — способы выделения коллекторов по ГИС

	5  — гамма-гамма метод (ГГМ) — по повышенным значе­ниям 1у; 6   — метод изотопов — по повышенным значениям 1у в сравнении с фоновыми значениями после закачки изотопов; 7—11 — нейтронные и нейтронные гамма-методы (ННМ и НГМ) — по понижающимся значениям In (; InH; In y (карбонатные коллекторы); при высокой минерализации вод по хлору коллекторы могут выделяться повышенными значе­ниями Ih Y и пониженными значениями /п (, измеренными зон­дами разного размера (I и 1П); 12  — метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) — по повышенному значению /ЯМР; 13   — ультразвуковой метод — по достаточно высоким значениям интервального времени пробега волны Атп; 14   — метод кавернометрии — по увеличению толщины глинистой корки (сужению диаметра ствола скважины dc по сравнению с номинальным ее диаметром dH); 15  — метод продолжительности проходки — по низким значениям тпр. Песчаники характеризуются: широким диапазоном изменения рк; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения рк, для водонасыщенных — низкие; отрицательными аномалиями АС/СГО уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта; более высокими, чем у глин, значениями ркз, при этом Ркмпз > Ркмгз (кривые расходятся); низкими значениями /у, повышающимися против глинис­тых полимиктовых и глауконитовых песчаников; понижением значений /уу и Атп с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости; широким диапазоном изменений 1п у, и 1п в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенно­сти; уменьшением dc из-за образования глинистой корки. Определение литологического состава пород-неколлекто­ров по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках. Глины обычно характеризуются: низкими значениями рк, которые увеличиваются при по­вышении плотности и карбонатности глин; положительными аномалиями АС/СП (кривая занимает крайнее правое положение); совмещением значений ркМГЗ и ркМШ. примерно равных 78

	сопротивлению промывочной жидкости (глинистого раствора РР): Ркмгз = Ркмпз = РР (кривые почти сливаются); высокими значениями /у; высокими значениями /w, снижающимися в более плотных разностях; низкими показаниями 1пу и 1п; максимальными значениями Атп; увеличением dc по сравнению с dH; ростом геотермического градиента Г. Глинистые сланцы характеризуются более высокими, чем у глин, значениями рк, /у, /пу, большими показаниями АС/СП, более низкими значениями 1^ и Атп; незначительным увели­чением dc или номинальным его значением. Карбонатные породы (известняки и доломиты) характери­зуются: широким диапазоном изменения рк в зависимости от типа и значения пористости, характера насыщения; нефтегазона-сыщенные породы имеют более высокие значения рк, чем водонасыщенные; отрицательными амплитудами А[/сп, уменьшающимися при увеличении глинистости; низкими значениями /у, возрастающими с увеличением глинистости; низкими значениями /уу, возрастающими с увеличением пористости пород; широким диапазоном изменения /n y и 1п в зависимости от пористости, плотности пород и характера их насыщения; низкими значениями Атп, увеличивающимися при повы­шении глинистости; зависимостью величины dc от структуры пустотного про­странства: в плотных разностях dc = dH, в карстовых полос­тях dc » dH, в карбонатных породах с трещинным пустот­ным пространством возможно dc > dH, в породах с межзер­новой пористостью dc < dH; небольшими значениями Г. Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризу­ются очень высокими значениями рк; незначительными амп­литудами А[/сп; минимальными значениями /у и низкими /w; максимальными показаниями In y и 1п; низкими значениями Атп; номинальными значениями dc; очень низкими значения­ми Г. На рис. 25 приведены характерные кривые геофизических методов для различных типов пород. От полноты комплекса геофизических исследований, пра- 79

	In(Ln>Ln,u)               Inp(Lnj>Lny,H) г-^т---►
	У
	ш
	E
	V/.
	> J__/ J J
	zJ
	I
	э
	Рис. 25. Кривые радиометрии скважин в	осадочных породах (по
	В.Н. Дахнову): 1 — глины; 2 — аргиллиты; 3 — пески; песчаники; 4 — плотные; 5 — рых­лые; известняки: 6 — чистые; 7 — глинистые; 8 — высокопористые; 9 — гипсы; 10 — ангидриты; 11 — галит; 12 — калийные соли; 13 — борсодер-жащие соли вильного его выбора для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит степень детальности расчленения разреза скважины. Еще раз следует отметить, что в терригенном разрезе пет-рофизические свойства пород обусловлены глинистостью и поэтому здесь наиболее информативны показания рк, Ucn и /у. Карбонатные породы в основном различаются по типу пустотного пространства и его величине, поэтому в карбо­натном разрезе более информативны нейтронные и акусти­ческие методы и метод сопротивлений. Результаты расчленения разреза скважины представляются в виде литологической колонки, на которой приводятся кри­вые основного комплекса геофизических исследований. Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет опре­делить в каждой скважине один из важных параметров, не­обходимый как для подсчета запасов, так и для эффективной 80

	организации разработки залежей и эксплуатации отдельных скважин, — толщины пластов и горизонта. При изучении разрезов скважин выделяются: 1) общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до по­дошвы, определяемое в стратиграфических границах; 2) эф­фективная толщина, равная общей толщине за вычетом тол­щины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе гори­зонта; 3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, рав­ная суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефте-насыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта неф­тенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхнос­ти ВНК или ГВК. Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно су­щественно. Для отображения изменения названных толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты — линии равных значений толщины). Метод по­строения карты изопахит такой же, как и структурной кар­ты, — линейная интерполяция. В пределах внутреннего кон­тура нефтегазоносности значения конфигурации изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внут­реннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтега­зоносности одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактиче­ски границей залежи.
	§ 3. ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пус­тот, т.е. существованием пустотного (емкостного) простран­ства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекто­ров нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозно-стью и трещиноватостью. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость вклю- 81

	чает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Количественно пористость породы характеризуется ко­эффициентом пористости, который измеряется в долях еди­ницы. Пористость можно выразить также в процентах от объема породы. Пористость породы в большой степени за­висит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементи-рованности. По величине поры нефтяных и газовых коллекторов ус­ловно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные — диаметром 2 —0,5 мм; 2) капиллярные — 0,5 —0,0002 мм; 3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм. По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движе­ние нефти, воды и газа происходит свободно, а по капил­лярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в ко­торых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. отно­сятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.). Коэффициентом полной пористости ки называется отно­шение суммарного объема всех пор Упор в образце породы к видимому его объему Уо6р: К = ^пор/^обр = (Voep - ^
	где Vjep ~~ суммарный объем зерен. Коэффициентом открытой пористости кпо называется от­ношение суммарного объема открытых, сообщающихся пор Упо к видимому объему образца: kÔ.Ó =Vnjo/Voap.                                                                       (V.2) При решении задач нефтегазопромысловой геологии ис­пользуется коэффициент открытой пористости кио, который определяется как по образцам в лаборатории, так и по дан­ным геофизических исследований скважин. Существует не­сколько способов определения &по по образцам. С ними можно познакомиться в пособиях по подсчету запасов и по физике нефтяного и газового пласта. Наиболее широко при­меняют методы И.А. Преображенского и с использованием 82

	газового порометра. По образцам может быть определена и полная, и открытая пористость. Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные. Значения открытой и пол­ной пористости песков практически совпадают. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость на 5 — 6% больше открытой. Наиболее тесная связь пористости с показаниями геофи­зических методов отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Оценка пористости по данным методов сопротивления осуществляется по параметру порис­тости Рп, представляющему собой отношение удельного со­противления водонасыщенного пласта рвп к удельному сопро­тивлению насыщающей его воды рв. Параметр Ри для грану­лярных пород может быть выражен через кио следующим образом: Ри = а/Ко,                                                                       (V.3) где а — некоторая постоянная; т — так называемый струк­турный коэффициент, характеризующий структуру порового пространства. Величина а чаще всего принимается равной 1, а значение т колеблется от 1,3 (для песков) до 2,4 (для песча­ников). Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяет­ся в широких пределах — от нескольких процентов до 35%. По большинству залежей она составляет в среднем 12 —25 %. Кавернозность горных пород обусловливается существо­ванием в них вторичных пустот в виде каверн. Каверноз­ность свойственна карбонатным коллекторам. Следует раз­личать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавер­нами — вплоть до нескольких сантиметров. Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, посколь­ку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия (см. § 7 настоящей главы). Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13—15%, но может быть и больше. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречают­ся редко, их пустотность достигает не более 1—2%. При 83

	больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными. Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн Ук к видимому объему образца Уо6р. К = VK/Vo6p.                                                                              (V.4) Если порода целиком кавернозна, то К = (Voep - Vm)/Vo6v,                                                           (V.5) где V"MHH — объем минеральной части породы. Выразив объемы Умин и Уо6р через плотности соответст­венно минеральной части породы рмин и всего образца ро6р, получим К= \ ~ Робр/Рмин-                                                                      (V.6) Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не мо­жет быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процес­се дренирования залежи в основном могут участвовать мак­рокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещи-новатости. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твер­дым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми кол­лекторами, приурочены большей частью к плотным карбо­натным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и к терригенным отло­жениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизываю­щих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Интенсивность трещиноватости горной породы характе­ризуется объемной Т и поверхностной П плотностью тре­щин: Т = S/V; П = 1/F, где S — суммарная площадь про­дольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых по­верхностью площадью F. Еще одной характеристикой трещиноватости служит гус­тота трещин 84

	Г = Дл/AI, где An — число трещин, пересекающих линию длиной AL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размер­ность густоты трещин — 1/м. Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна KÚ = bl/F, где Ъ — раскрытость трещин в шлифе; 1 — суммарная про­тяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа. Исследованиями Е.М. Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зави­сят от литологического состава пород. Трещиноватость кар­бонатных пород обычно выше, чем терригенных. По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысло-вой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 — 50 мкм и микротрещины шириной до 40 — 50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонат­ным коллекторам. Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Тре­щины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макро-трещиноватости проводят на основе визуального исследова­ния стенок скважины по фотографиям, полученным с помо­щью глубинных фотокамер или телекамер, а также по дан­ным гидродинамических исследований скважин. Методика обработки результатов наблюдений описана в пособиях по физике пласта. Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в сква­жине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бо­кового каротажа. В этом случае äÚ = 1,5[рф1рф2(р2 - р1)]/[р1р2(рф2 - рф1)], где pt — удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удель­ным сопротивлением рф1; р2 — то же, при заполнении тре­щин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением рф2. Микротрещиноватость изучают на образцах — на боль­ших шлифах с площадью до 2000 мм2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см. 85

	Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от до­лей процента до 1 — 2 %. Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ог­раниченных макротрещинами. Объем породы такого элемен­тарного тела называют матрицей. Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит мик­ротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дрени­роваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемос­тью. Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе. Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов. При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор от­носят к типу смешанных. Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наи- Таблица 1 Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями)
	Коллектор Антологический состав Тип Порода Поровый Каверновый Трещинный Трещинно-поровый Трещинно-каверновый Трещинно-порово-каверновый Керново-поровый Пористая Кавернозная Трещиноватая Трещиновато-пористая Трещиновато-кавернозная Трещиновато-пористо-кавернозная Кавернозно-пористая Гранулярные коллекторы, несце­ментированные и сцементирован­ные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки) Карбонатные крупно- и мелкока­вернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты) Плотные породы (плотные извест­няки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) Гранулярные коллекторы, сцемен­тированные (песчаники, алевроли­ты, переотложенные карбонатные породы) Карбонатные породы То же

	более широко распространены поровые терригенные кол­лекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы). Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко. В карбонатных отложениях они характерны, напри­мер, для всей залежи в верхнемеловых карбонатных отложе­ниях месторождения Хаян-Корт в Грозненском нефтяном районе. Они часто встречаются в объеме крупных залежей в карбонатных коллекторах, в зонах с наибольшей плотнос­тью пород и обеспечивают гидродинамическую связь всех участков залежи между собой. Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провин­ция и др.). Макрокавернозные встречаются редко. Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений При­каспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов. В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классифи­кация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.
	§ 4. çÖîíÖ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Полагают, что нефтенасыщенные и газона­сыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части плас­тов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного прост­ранства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтега-зонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой во­ды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше раз­мер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекуляр-но-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изо­лированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геоло­гии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. 87

	Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии. Коэффициентом нефтенасыщенности К„ (газонасыщен­ности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содер­жащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, со­держащего нефть или газ, называется отношение объема ос­таточной воды, содержащейся в открытом пустотном прост­ранстве, к суммарному объему открытых пустот. Иногда Кн, Кт, Кв выражают в процентах от объема от­крытого пустотного пространства. Указанные коэффициенты связаны следующими соотно­шениями: для нефтенасыщенного коллектора äÌ + ä‚= 1; для газонасыщенного коллектора К + ä‚ = 1; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме ос­таточной воды еще и остаточную нефть ä„ + äÌ + ä‚ = 1. При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газо­насыщенности. Однако и прямое (по образцам нефтегазонасыщенных пород), и косвенное (по геофизическим данным) определение этих коэффициентов не дает надежных результатов. По кер­ну нефтегазоносность не может быть определена потому, что при выбуривании образца часть нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости; при подъеме образца на поверхность вследствие снижения давления в нем от пластового до атмосферного происходит увеличение объ­ема нефти и газа, и они вытекают из образца; кроме того, при снижении давления из нефти выделяется растворенный в ней газ, который также вытесняет некоторую часть нефти. Значение коэффициента водонасыщенности пород в меньшей степени подвержено влиянию внешних факторов, и при соблюдении определенных условий отбора образцов и проведения опытов оно устанавливается с удовлетворитель­ной точностью. Поэтому значения коэффициентов нефтега-зонасыщенности обычно находят, определив содержание ос­таточной воды, из соотношений (V.7) и (V.8):

	äÌ = 1 - К„                                                                      (V.10) ä„ = 1 - ä‚.                                                                       (V.11) Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее надежно определен, если керн выбуривается при использова­нии промывочной жидкости, не проникающей в пласт, на­пример, приготовленной на известково-битумнои или нефтя­ной основе. Количество остаточной воды может быть определено спо­собами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса. В обоих случаях взвешенный об­разец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных раство­рителей, то она накапливается в нижней части градуирован­ной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полно­стью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в кото­рой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы пре­пятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сна­чала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а за­тем из все более и более мелких. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасы-щенности определяют через величину Рн, называемую пара­метром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления: ^н = Рнп/Рвп. где рнп — удельное электрическое сопротивление продуктив­ного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; рвп — удельное электрическое сопро­тивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры. Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициен­том водонасыщения существует зависимость
	где п — показатель, зависящий от литологической характе­ристики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазоне 1,73 — 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

	Определив из (IV.12) значение Кв, по (IV.18) и (IV.19) нахо­дят значения Кн и Кт. Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытес­нения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с харак­тером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. По­роды-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отли­чаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Та­кую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачива­емой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки неф­ти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными. По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды {Кв s 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытесне­ния нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в по­движном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вслед­ствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти осо­бенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки. В зависимости от условий формирования залежей, харак­теристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 — 50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 — 50 %. 90

	Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи и ре­шения других задач нефтегазопромысловой геологии необхо­димо знать значения эффективной и динамической пористо­сти пород, связанные с значениями водо- и нефтенасыщен-ности. Эффективная пористость Кпэф — это доля пор, занятая нефтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом коэффициента остаточной водонасыщенности. Ди­намическая пористость Кпд — это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ из­влекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит некоторую оста­точную нефтенасыщенность Ко н (или газонасыщенность Ко г). Таким образом: äÔ.˝Ù = Кп.„(1 - ä‚),                                                            (V.13) äÔ.‰ = Кп.о(1 - ä‚- äÓ.Ì).                                                  (V.14)
	§ 5. ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Важнейшим свойством пород-коллекторов яв­ляется их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способ­ность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам. В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При дру­гих обстоятельствах может происходить двух- или трехфазо­вая фильтрация — совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды. В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. По­этому для характеристики проницаемости нефтегазосодер-жащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей. Под абсолютной проницаемостью понимается проницае­мость, определенная при условии, что порода насыщена од- 91

	нофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости icnp. Значение кпр в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси: v = (*прДр)цД1,                                                                (V.15) где v — скорость фильтрации; ц, — вязкость газа (жидкости); Ар — перепад давления; AI — длина образца. В этом урав­нении коэффициент пропорциональности кир представляет собой коэффициент абсолютной проницаемости. Скорость фильтрации v можно определить следующим образом: v = Q/F,                                                                        (V.16) где Q — объемный расход газа (жидкости) через образец в единицу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образце; F — площадь фильтрационного сечения об­разца. Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (V.15) и (V.16): £пр = (Q|iAI)/(ApF).                                                           (V.17) Абсолютная проницаемость зависит только от физичеких свойств породы. В Международной системе единиц (СИ) за единицу прони­цаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с. Размерность единиц — м2. Физичес­кий смысл размерности кпр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пус­тотного пространства, по которым происходит фильтрация. На практике, учитывая небольшие значения проницаемос­ти в м2, используют размерность мкм2 или 10~3 мкм2. Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах — от не­скольких тысячных до 5 мкм2. В числе разрабатываемых ши­роко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,05—1,0 мкм2. В последние годы в связи с ухудшением состояния сырьевой базы вводятся в разработку нефтяные залежи и с к^ менее 0,05 (вплоть до 0,005 — 0,01). 92

	Рис. 26. Зависимость отно­сительных проницаемостей К пористой среды для нефти [1) и воды (2) от водонасыщенности кв пус­тотного пространства (по Ф.И. Котяхову)
	Фазовой называется проницаемость кпрф пород для дан­ных жидкости или газа при движении в пустотном простран­стве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Относительной проницаемостью icnp o породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсо­лютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. В качестве примеров на рис. 26 и 27 показаны графики зависимости от водонасыщенности пористой среды относи­тельных проницаемостей соответственно при совместном движении для нефти и воды, а также для газа и воды. Из приведенных зависимостей видно, что в принципе с ростом обводненности пластов фазовая (и соответственно относительная проницаемость) нефти и газа снижается. Но по каждой залежи это происходит по-своему и поэтому тре­бует индивидуального изучения. Анализ таких графиков позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины,
	93

	80 100 20 40 60	80 100
	Рис. 27. Зависимость относительных проницаемостей к!пр пористой среды для жидкости [1) и газа (2) от водонасыщенности к, пустотного пространст­ва в песчаниках (а) и пористых известняках и доломитах (б) (по Ш.К. Гиматудинову) что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа. Из изложенного видно, что проницаемость пород можно определить путем исследования их образцов. При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость реальных продуктивных пластов определяют также по результатам гидродинамических исследований скважин (см. главу XIII настоящего учебника). Надежных ме­тодов определения проницаемости по данным геофизических исследований скважин пока нет.
	§ 6. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Как было отмечено в настоящей главе, терри-генные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного ви­да — микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильт- 94

	рации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство кото­рых представлено в основном микрокавернами, соизмери­мыми по размерам с породами. В.Д. Викториным показано, что при поровом типе терригенных коллекторов и микрока-верновом карбонатных также имеются существенные разли­чия между ними, влияющие на условия разработки залежей нефти и газа в этих породах. 1.    Прежде всего, различны условия залегания пород-коллекторов — если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десят­ков метров, то карбонатные формируют массив или гори­зонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешан­ным типом коллекторов. Соответственно к первым обычно приурочены залежи пластового типа, ко вторым — в зави­симости от степени трещиноватости пород — залежи мас­сивного, массивно-пластового и пластового типов. Это пре­допределяет применение весьма различных систем разработ­ки залежей. 2.  Поровые терригенные и карбонатные коллекторы раз­личаются по структуре пустотного пространства. В терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллек­торах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн, составляющих основную емкость коллектора. Поэтому при равной величине пустот-ности терригенных и карбонатных коллекторов карбонат­ные обычно имеют меньшую естественную проницаемость. 3.  В связи с разной структурой пустотного пространства микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные кол­лекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содер­жащихся в единице объема образца. От удельной поверхнос­ти пустотного пространства породы, которая может дости­гать огромных размеров, зависят содержание остаточной во­ды, нефтегазонасыщенность, адсорбционная способность породы и другие свойства. При низкой и средней проницае­мости удельная поверхность карбонатных коллекторов зна­чительно ниже, чем терригенных; лишь при высокой прони­цаемости их удельные поверхности почти соизмеримы. Из изложенного ясно, что коэффициенты нефтегазонасыщенно-сти карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных кол­лекторов. 95

	4.  Во многих карбонатных толщах присутствуют одновре­менно продуктивные коллекторы с разными видами пустот-ности и с большим диапазоном проницаемости, вплоть до очень низкой (менее 0,001 мкм2). В связи с этим карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные, обладают слоистой и зональной неоднородностью по емко-стно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам. В результате даже монолитные карбонатные толщи представ­ляют собой сложные объекты разработки. Это делает про­цессы вытеснения из карбонатных коллекторов нефти и газа водой и вытеснения нефти другими агентами более сложны­ми. 5.  Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени, чем терригенные, подвержены трещиноватости. Макротре­щины имеют преимущественно вертикальную или наклонную к слоистости ориентировку, а их раскрытость определяется превышением пластового давления над боковым горным. Бо­ковое горное давление даже для одной залежи меняется в широких пределах (от 0,05 до 0,75 вертикального горного давления), т.е. так же, как и все физические свойства карбо­натного коллектора, характеризуется неоднородностью. Рас­крытость трещин часто меняется по высоте и длине, вследст­вие чего в сумме они создают относительно невысокую про­ницаемость. Однако и при этом трещины могут являться ос­новными каналами для перемещения нефти и газа и обеспе­чивать гидродинамическую связь различных частей резервуа­ра и даже его единство в целом. Терригенным же пластам обычно свойственна разобщен­ность различных их частей непроницаемыми и по толщине, и по простиранию породами. 6.  В терригенных коллекторах макротрещиноватость про­являет себя положительно в виде системы каналов для филь­трации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непро­ницаемой матрицей. В карбонатных коллекторах трещиноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллек­торах с нефте(газо) насыщенной, но малопроницаемой мат­рицей, и в коллекторах с высокопроницаемой матрицей (в последнем случае она играет все же подчиненную роль). 7.   При вскрытии бурящейся скважиной продуктивного пласта в условиях создания репрессии в скважине проницае­мость всех коллекторов — и терригенных, и карбонатных — значительно ухудшается по сравнению с естественной. В тер­ригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по 96

	очистке прискважинной зоны, это в значительной мере оста­ется необратимым. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, в процессе которых происхо­дит растворение карбонатных пород в соляной кислоте, поз­воляет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг сква­жины. Особенно глубоко кислота внедряется в пласт по трещинам, что резко увеличивает трещиноватость и трещин­ную проницаемость. В результате этого при высокой нефте-газоносности пород создаются условия для промышленной разработки залежей в карбонатных пластах при таких низ­ких природных значениях проницаемости, при которых терригенные коллекторы могут считаться непродуктивными.
	§ 7. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ Под геологической неоднородностью пони­мают изменчивость природных характеристик нефтегазона-сыщенных пород в пределах залежи. Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей — важнейшая задача промысловой геологии. Предложено не­сколько подходов к оценке неоднородности, предусматрива­ющих различную степень детализации структуры залежи. Один из них — с выделением пяти видов неоднородности — принадлежит Л.Ф. Дементьеву и подробно им описан. Не имея возможности представить все взгляды на геологическую неоднородность и учитывая объективную необходимость по­стоянного развития методов ее изучения, в том числе и ком­пьютерных, излагаем основные отправные промыслово-геологические представления о неоднородности продуктив­ных пластов. Геологическая неоднородность оказывает огромное влия­ние на выбор систем разработки и на эффективность извле­чения нефти из недр — на степень вовлечения объема зале­жи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности — макронеоднородность и микронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. ха­рактеризует распределение в ней коллекторов и неколлекто­ров. 97

	Для изучения макронеоднородности используются матери­алы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оцен­ку макронеоднородности можно получить только при нали­чии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Особую важность детальная корреляция и изучение мак­ронеоднородности приобретают при расчлененности продук­тивных горизонтов непроницаемыми прослоями. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). По толщине макронеоднородность проявляется в присут­ствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов — обычно в разном количестве на различных участках залежей — вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьше­ния нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в це­лом. По простиранию макронеоднородность изучается по каж­дому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения кол­лекторов. Макронеоднородность отображается графическими пост­роениями и количественными показателями. Графически макронеоднородность по вертикали (по тол­щине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 28) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пла­ста (рис. 29), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участ­ки слияния соседних пластов. Существуют следующие количественные показатели, ха­рактеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади: коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,
	98

	Скв.510 1635 615 1125           1640 Л Л Л Л______Л_		1645	Скв.135 Л
	Рис. 28. Отображение макронеоднородности на фрагменте геологического разреза горизонта XIII месторождения Узень. Кровля и подошва: 1 — пласта, 2 — прослоя; 3 — коллектор; 4 — неколлек­тор; а — в — индексы пластов-коллекторов где п, — число прослоев коллекторов в г-й скважине; N — число скважин; коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,
	Рис. 29. Фрагмент карты рас­пространения коллекторов од­ного из пластов горизонта: 1 — ряды скважин: Н — нагнетательных, Д — добыва­ющих; 2 — границы распро­странения коллекторов; 3 — границы зон слияния; участ­ки: 4 — распространения коллекторов, 6 — слияния пласта с вышележащим плас­том, 7 — слияния пласта с нижележащим пластом.

	где Лэф — эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин; коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев), äÒ‚ = FCJF^                                                                            (V.20) где FCB — суммарная площадь участков слияния; FK — пло­щадь распространения коллекторов в пределах залежи; коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залега­ния, Краен = FÍ/F,                                                                               (V.21) где FK — суммарная площадь зон распространения коллекто­ров пласта (прослоя); коэффициент сложности границ распространения коллек­торов пласта äÒÎ = LÍÓÎ/è,                                                                       (V.22) где 1КОД — суммарная длина границ участков с распростране­нием коллекторов; П — периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности); три коэффициента, характеризующие зоны распростра­нения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти: Я™ = FcuJF^ Кл = FnJFK; Кд = FJFK,                              (V.23) где Кспд, Кт, КА — соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F — сум­марная площадь зон распространения коллекторов; FcnA — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получаю­щих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух-сторон; FnA — площадь полулинз, т.е. зон, получающих одно­стороннее воздействие; FA — площадь линз, не испытываю­щих воздействия; äÒÔÎ + äÔÎ + äÎ = 1.                                                         (V.24) На рис. 20 стрелками показаны направления воздействия вытесняющего агента на зоны коллекторов с разными усло­виями залегания. Комплекс названных коэффициентов дает достаточно представительную картину макронеоднородности. 100

	Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характерис­тики. Так, используются дисперсия а2 статистической сово­купности с качественным признаком, с помощью которой оценивается пространственная выдержанность пластов:
	а2 = со(1 - со),	(V.25)
	где со = Nj/N; Nt — число скважин, вскрывающих коллек­тор; N — общее число пробуренных скважин. В табл. 2 приведены вычисленные В.А. Бадьяновым значе­ния для пластов горизонта At по двум площадям Ромашкин-ского месторождения. Для характеристики макронеоднородности горизонта At в целом в пределах площади вычисляется
	где соср = Для приведенных в табл. 2 площадей а2р соответственно равны 0,17 и 0,19. Следовательно, макронеоднородность го­ризонта Д! на Миннибаевской площади несколько больше, чем на Альметьевской. Во ВНИИнефти предложен ряд коэффициентов макроне­однородности по площади и по объему, производных от а2 или со и Ксв. Изучение макронеоднородности позволяет решать следу­ющие задачи при подсчете запасов и проектировании разра­ботки: моделировать форму сложного геологического тела (по­род-коллекторов), служащего вместилищем нефти или га­за; выявлять участки повышенной толщины коллекторов,
	Таблица 2
	Оценка выдержанности пластов горизонта Д, по площади Пласт Ni со 2 Пласт Ni со 2 Альметьевская площадь Миннибаевская площадь а 129 0,82 0,14 а 195 0,48 0,24 б 133 0,84 0,12 б 289 0,72 0,20 в 97 0,61 0,23 в 295 0,73 0,19 г 146 0,92 0,06 г 390 0,97 0,02 А 106 0,67 0,21 А 305 0,76 0,18 П римечание . Для Альметьевской площади N = 157, для Миннибаев- ской N = 401.
	101

	возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и со­ответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи; определять целесообразность объединения пластов в еди­ный эксплуатационный объект; обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин; прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разра­боткой; подбирать аналогичные по показателям макронеоднород­ности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов. В процессе разработки залежей знание макронеоднород­ности способствует: квалифицированному планированию и проведению про-мыслово-геологического контроля разработки; оценке фактического охвата залежи процессом дрениро­вания; обоснованию и реализации технологических мероприятий по регулированию разработки для повышения их эффектив­ности; выбору идентичных, опытных и эталонных участков для проведения и оценки результатов опытно-промышленного испытания новых процессов разработки; обоснованному группированию залежи при обобщении опыта их разработки. Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в грани­цах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводоро­дов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности исполь­зуют данные определения этих параметров по образцам по­род и геофизическим данным. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа — вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные ин­терпретации геофизических исследований скважин. Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наи­более распространен метод анализа характеристик распреде­ления того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты. 102

	Изучение законов распределения свойств нефтегазонос­ных пластов показало общность форм гистограмм и полиго­нов распределения одних и тех же свойств для различных геологических условий. Это свидетельствует о том, что ста­тистические распределения значений признаков по интерва­лам существуют объективно и что эти распределения пред­ставляют характеристику структуры пород на микроуров­не. Все разнообразие форм распределений свойств нефте­газоносных пластов сводится к пяти основным типам (рис. 30). В результате теоретического анализа установлено, что по­ристость терригенных и карбонатных коллекторов подчиня­ется закону нормального распределения. Значения начальной нефтенасыщенности распределяются по еще не установлен­ному закону, отличающемуся от закона нормального распре­деления. В распределении проницаемости отмечается резкая и даже крайняя левая асимметрия. В связи с особой важностью изучения изменчивости про­ницаемости предприняты попытки свести эмпирическое рас­пределение ее значений к какому-либо функционально-нормальному. В настоящее время при решении практических задач для описания распределения проницаемости чаще всего используют логарифмически нормальный закон. Для количественной оценки микронеоднородности широ­ко используются также числовые характеристики распреде­лений случайных величин, такие как
	i 5 i 4 1 i i у' / / ** / \ 2 *• • 5 1 \ V • / •. / V Л \ / \ ,'\' \ j и» ^ *• \ 1 ^—, ••^ 1 ■>
	Рис. 30. Основные типы кривых распределения значений геологических признаков. х — значения переменной величины; р — частость; распределение: 1 — симметричное, 2 — левоасимметричное, 3 — правоасимметричное, 4 — крайнеасимметричное, 5 — гиперболоподобное 103

	среднее квадратическое отклонение
	а = J 2(х,,- X)2 \/(п - 1),                                                                  (V.26)
	коэффициент вариации со = (о7х)100 %;                                                                  (V.27) среднее абсолютное отклонение n;                                                             (V.28) вероятное отклонение О = (Q3 - Oi)/2;                                                                (V.29) энтропия Н[х] = Jp,- logPf,                                                                (V.30) i-l где х, — i-e значение признака; х — среднее арифметическое значение признака; Ql — первый или нижний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого в данной совокупности 1/4 всех значений; Q3 — верхний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого 3/4 всех значений; п — общее число значений признака; Р, — вероятность (или частность, доля) значения х,. Необходимо четко представлять, что энтропия и осталь­ные числовые характеристики отражают разные стороны неоднородности. Покажем это на следующем условном при­мере. Допустим, что имеются три совокупности образцов кар­бонатных пород. В 1-ю совокупность входят образцы с открытой пористостью кио, имеющей только два различных значения, во 2-ю — образцы с пористостью, принимаю­щей четыре разных значения, и в 3-ю — шесть разных зна­чений. Примем, что в каждой совокупности количество образцов с одинаковыми значениями пористости равно, т.е. равны от­носительные частоты таких образцов. Пусть также во всех трех совокупностях будут одни и те же интервалы изменения 104

	Ап.о, %
	Ап.о, %
	10 - ар <5П 8 - — II 6 - —1 4 2 п - ъ
	Ап.о, %
	10 8 III 6 4 2	- а — б — —
	О Рис. 31. Соотношение значений пористости кпл образцов трех совокупностей: /, II, III — совокупности соответственно с двумя, четырьмя и шестью значе­ниями пористости: а и б — варианты соотношения пористости во 2-й и 3-й совокупностях
	пористости (т.е. размах R) и среднее значение кпо; R = 8; icno = 6. Характеристики всех трех совокупностей с воз­можными вариантами (а и б) приведены на рис. 31 и в Ú‡·Î. 3. От 1-й совокупности к 3-й а кио и со кио убывают, a H(icno) возрастает. Таблица 3 Характеристики трех совокупностей образцов для условного примера
	Совокупность Число Относи- возмож­ных зна- тельная частота Возмож- Номер Вариант чении возмож- ные зна- t ных зна- чения кио чении 1 — 2 1/2 10 4,00 67 0,69 2 а 4 1/4 2 3,16 53 1,10 б 4 1/4 2 3,05 51 1,10 3 а 6 1/6 2, 3, 4, 8, 9 3,11 52 1,79 Б 6 1/6 2, 4, 5, 7, 8, 10 2,64 44 1,79
	105

	Рассмотренный пример раскрывает важное различие стати­стических характеристик геологической неоднородности. Эн­тропия Н отражает неоднородность совокупности образцов по числу разных значений пористости, т.е. является прямой мерой неоднородности. Среднее квадратическое отклонение а и коэффициент вариации со отражают интенсивность не­однородности, т.е. являются ее опосредованной мерой. В табл. 3 приведены характеристики интенсивности мик­ронеоднородности терригенных отложений горизонта At на некоторых площадях и месторождениях Татарии и Башки­рии. Из данных таблицы следует, что для терригенных коллек­торов наиболее интенсивно изменяется проницаемость, наи­менее интенсивно — нефтенасыщенность. Вместе с тем не­однородность пород по проницаемости больше, чем по по­ристости. Графически микронеоднородность отображают на деталь­ных профилях и картах, характеризующих и макронеодно­родность. В качестве примера приведен профиль на рис. 32,
	Скв.610 1635 615 1125	1640	1645	Скв.1135
	Рис. 32. Отображение макро- и микронеоднородностей на геологическом разрезе (на примере фрагмента горизонта XIII месторождения Узень). Кровля и подошва: 1 — пласта; 2 — прослоя; 3 — условные границы между частями пласта с различной проницаемостью; проницаемость, мкм2: 4 — < < 0,01; 5 - 0,01-0,05, 6 - 0,05-0,1; 7 - 0,1-0,4; 8 - > 0,04; 9 - непроница­емые породы; а — з — индексы пластов 106

	где показано распределение проницаемости в пределах XIII горизонта месторождения Узень по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно боль­шое несоответствие зон с различной проницаемостью плас­тов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин. Поскольку геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту. На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи. На рис. 33 приведен фрагмент карты для одного из плас-
	Рис. 33. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктив­ности пласта Тл2а Павловского месторождения: 1 — граница зоны распространения коллекторов; 2 — внешний контур нефтеносности; коллекторы: 3 — непродуктивные; 4 — низкопродуктивные; 5 — среднепродуктивные; 6 — высокопродуктивные; 7 — скважины 107

	тов Павловского месторождения Пермской области, на кото­рой показано распространение коллекторов с разной про­дуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекто­ров, а по большой части площади залежи без четко выра­женной закономерности фиксируются сравнительно неболь­шие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов. Серия таких карт, построенных для всех пластов продук­тивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи. Такие карты широко применяются при моделировании процессов фильтрации на ЭВМ для расчета технологических показателей и создания постоянно действующих динамичес­ких моделей. Изучение микронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы параметров продук­тивных пород; прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соот­ветственно процесс обводнения скважин и добываемой про­дукции из залежи в целом; оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.
	§ 8. ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН Составление адекватной модели залежи воз­можно лишь при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин. В строении осадочной толщи, в том числе и продуктивных отложений, принимают участие породы, различающиеся по времени образования, литологическому составу, коллектор-ским свойствам и т.п. Эти породы располагаются в геологи­ческом разрезе в определенной последовательности, при че­редовании пачек, пластов, слоев с разными свойствами. Выделение в разрезе и прослеживание по площади одно­именных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение усло­вий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин. 108

	Корреляция основана на сопоставлении разрезов сква­жин. Сопоставление может проводиться по разным призна­кам: биостратиграфическим, хроностратиграфическим и лито-стратиграфическим (литогенетическим). К биостратиграфическим признакам относят различия в фаунистической и флористической характеристике пород разреза, связанные с последовательной сменой одних биоце­нозов другими в процессе осадконакопления. По биострати­графическим признакам сопоставление разрезов скважин может производиться по макрофауне (брахиоподы, кораллы и др.), микрофауне (фораминиферы, диатомеи, остракоды и др.), палинологическим данным (спорово-пыльцевым ком­плексам) . К хроностратиграфическим признакам относятся специ­фические физико-химические свойства породы (определен­ное содержание акцессорных минералов, типоморфные осо­бенности — форма зерен, окраска, характерные включения), геохимические соотношения элементов породы, конфигура­ция кривых на диаграммах электро- и радиометрии разрезов скважин и другие, которые характерны для определенных промежутков времени накопления осадков. Литогенетические признаки основаны на различиях лито-лого-коллекторской характеристики пород. К таким призна­кам относятся вещественный состав пород (песчаники, алев­ролиты, глины, известняки и др.), их емкостные и фильтра­ционные свойства. В зависимости от решаемых задач различают региональ­ную, общую и детальную корреляцию. Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического рас­членения разреза, определения последовательности напласто­вания литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отло­жений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции. Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выде­ления в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забо­ев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и лито- 109

	стратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Ре­зультаты общей корреляции используются при решении раз­ведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции. Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в пери­од разработки. Основная задача детальной корреляции — обеспечить построение модели, адекватной реальному про­дуктивному горизонту. При этом должны быть решены зада­чи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдель­ного пласта, положения стратиграфических и других несогла­сий в залегании пород и др. При детальной корреляции основное место отводится хроностратиграфическим и литостратиграфическим призна­кам, определенным по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна. На разрабатываемых месторождениях при детальной кор­реляции за основу берутся материалы ГИС, которые ком-плексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др. Чем шире комплекс при­влекаемых данных, тем надежнее будет проведена детальная корреляция. На основе детальной корреляции делаются все геологичес­кие построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят обос­нованность принимаемых технологических решений при разработке залежей нефти и газа, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи и др. Основные положения, учитываемые при детальной кор­реляции. Основой детальной корреляции является выявление и учет последовательности напластования пород. Разрезы, сложенные осадочными образованиями, представляют собой чередование прослоев разного возраста и различного литоло-го-фациального состава. При согласном залегании пород последовательность их напластования не нарушена, т.е. каждый вышележащий про­слой отлагается непосредственно на нижележащем. При несогласном залегании пород последовательность на­пластования нарушена в результате перерывов в осадкона-коплении, размывов, дизъюнктивных нарушений с наруше­но

	нием сплошности пластов. Несогласное залегание проявляет­ся в существенном различии углов наклона вышележащих и подстилающих слоев, выпадении из разреза отдельных про­слоев, пластов, пачек или их частей или повторе в разрезе одних и тех же пачек пород. Коррелируются только те адекватные интервалы сопос­тавляемых разрезов скважин, внутри которых установлено согласное залегание слоев. В пределах этих интервалов могут быть выделены и прослежены границы всех одноименных прослоев и пластов. В интервалах, внутри которых установлено несогласное залегание слоев, выявляются и прослеживаются границы не­согласного залегания пород или другие нарушения. Следующее положение, учитываемое при детальной кор­реляции, касается расположения границ между одновозра-стными прослоями. Внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев при незначительном изменении толщин коррелируемых интервалов в разрезах скважин границы между разновозрастными прослоями примерно параллельны друг другу. Если общая толщина продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его пределах нет несогласий в залегании пород, границы составляющих его пластов и прослоев прак­тически параллельны кровле и подошве продуктивного гори­зонта. Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна большинству продуктивных горизонтов. Если толщина всех прослоев интервала (и в целом продук­тивного горизонта) с согласным залеганием пород законо­мерно изменяется в определенном направлении, то границы между ними имеют веерообразный характер. При общем согласном залегании пород может происхо­дить изменение толщин отдельных слоев или пачек на ло­кальных, ограниченных по площади участках, что приводит к некоторому отклонению от параллельного или веерообраз­ного залегания их границ на этих участках. Увеличение тол­щины слоя обычно связано с повышением песчанистости (в результате повышенной скорости отложения осадков), и, на­оборот, уменьшение толщины обусловливается повышением глинистости пород (в результате меньшей скорости осадко-накопления и более значительного уплотнения пород). При нормальном залегании пород такие аномальные отклонения в толщинах отдельных пластов часто наблюдаются при неиз­менной толщине горизонта в целом. Это связано с тем, что in

	уменьшение толщины одной части разреза компенсируется увеличением толщины другой его части. Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, сла­гающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, ко­торые могут полностью или частично замещаться на корот­ких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами. В карбонатных разрезах границы между прослоями (пластами) зачастую становятся нечеткими вследствие вторич­ных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна. При детальной корреляции важное значение имеет выде­ление в разрезе реперов и реперных границ. Репером назы­вается достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележа­щих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Ино­гда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Четко фиксируемая син­хроничная поверхность пласта может быть принята в качест­ве реперной границы. Хорошими реперами считаются пачки и прослои, пред­ставленные глинами, так как обычно они залегают на значи­тельной площади и имеют четко выраженные граничные по­верхности. На диаграммах ГИС они четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС, диаграммам микрозондов и радиокаротажа. Наибольшей устойчивостью свойств могут обладать не­большие по толщине (до 10 м) прослои известняков, залега­ющие среди терригенных пород. Так, в западной и юго-восточной частях Татарии на огромной площади прослежи­ваются слои известняков толщиной 2 — 6 м; в основании туль­ского горизонта среднего карбона — "тульский известняк"; в кровле горизонта At пашийских отложений — "верхний из­вестняк"; в кровельной части малиновских отложений — "средний известняк" и др., служащие идеальными реперами. Наличие реперов и реперных границ — основа надежной корреляции. Детальной корреляции способствует учет ритмичности осадкообразования, приводящей к последовательной смене пород разного литологического состава. Ритмичность связана с колебательными движениями дна седиментационного бас­сейна — наступлением (трансгрессией) и отступлением 112

	(регрессией) береговой линии. Соответственно выделяются трансгрессивный и регрессивный циклы осадконакопления. Трансгрессивный цикл характеризуется увеличением грубо-зернистости пород вверху по разрезу, а регрессивный — уменьшением. Методические приемы детальной корреляции. Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выпол­няемых операций, заканчивающихся составлением корреля­ционной схемы, на которой отображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного гори­зонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними. Детальную корреляцию начинают с выделения реперов и реперных границ, которые позволяют установить характер напластования пород в изучаемом разрезе. Реперы или ре-перные границы необходимо выделять в пределах продук­тивного горизонта, а также непосредственно выше его кров­ли и ниже подошвы. Если в пределах продуктивного горизонта отмечено несо­гласное залегание слоев (что обычно фиксируется на стадии общей корреляции), то необходимо иметь реперы выше и ниже поверхности несогласия. По корреляционной значимости реперные пласты разде­ляют на категории. К I категории относят реперы, фиксиру­емые на каротажных диаграммах всех пробуренных сква­жин. Эти реперы — основные. Обычно они бывают извест­ны по результатам общей корреляции. В пределах продук­тивного горизонта или в непосредственной близости от его кровли и подошвы обычно удается выделить не более одно-го-двух реперов I категории. Иногда в пределах коррелируе­мой части разреза реперы этой категории вообще отсутст­вуют. Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и повсеместно распространены, но из-за литолого-фациальной изменчивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно. В комплексе с реперами I катего­рии, а при их отсутствии — самостоятельно реперы П катего­рии позволяют проводить корреляцию достаточно уверенно. К III категории относят реперы, которые прослеживаются в части скважин. Обычно это прослои небольшой толщины, фиксируемые на каротажных диаграммах по характерной конфигурации одной или нескольких кривых ГИС. Реперы I и II категорий наносят на литологические колонки сопостав­ляемых скважин с расчленением разрезов по типам пород. из

	После выделения реперов I и II категорий производят вы­бор опорного разреза. Опорным называется наиболее пол­ный, четко расчлененный и характерный для площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опор­ном разрезе должны четко выделяться все пласты продук­тивного горизонта, реперы и реперные границы. Он исполь­зуется в качестве эталонного при проведении детальной кор­реляции. Для небольших и средних по размерам залежей обычно может быть подобран один опорный, характерный для всей исследуемой площади разрез. Для крупных залежей могут потребоваться два или больше опорных разрезов. Проницаемым пластам-коллекторам, выделенным на опорном разрезе, присваиваются соответствующие индексы. Индексацию пластов в каждом районе производят исходя из сложившейся традиции. Например, в горизонте At Ромаш-кинского месторождения выделяются (сверху вниз) пласты а, б, в, г, и д, в бобриковском горизонте Арланского место­рождения выделяются пласты I, II, III, IV, V и VI. Следующим этапом работы по детальной корреляции яв­ляется сопоставление разрезов каждой пробуренной на мес­торождении скважины с разрезом опорной скважины. Для сопоставления берут каротажные диаграммы, на которые нанесены результаты расчленения разреза по типам пород и реперы I и II категорий. При выделении двух или более опорных разрезов сопос­тавляемые скважины разделяют на группы, в каждую из ко­торых включают скважины, разрезы которых наиболее пол­но отвечают тому или иному опорному разрезу. Попарное сопоставление начинают с совмещения реперов I и II категорий, выделенных на каротажных диаграммах. По поведению толщины между реперами, полноте и расчленен­ности разреза сопоставляемой скважины по сравнению с опорным разрезом судят о характере напластования. Реше­нию этого вопроса помогает выделение на опорном и сопос­тавляемом разрезах реперов III категории. Совмещая одноименные реперы, устанавливают, какому проницаемому пласту опорного разреза в этом интервале соответствует проницаемый пласт сопоставляемого разреза. Одноименным пластам присваивают индексы, принятые для пластов опорного разреза. Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам разрезов). 114

	В результате выясняется соотношение в продуктивном го­ризонте пластов-коллекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др. Последовательное сопоставление выполняют путем пост­роения корреляционной схемы. Обосновывается выбор ли­нии корреляции (привязки). В качестве этой линии принима­ют кровлю или подошву одного из наиболее надежных репе­ров I или II категории. Если в интервале продуктивного гори­зонта последовательность слоев не нарушена и границы пла­стов примерно параллельны, то положение в разрезе репера, принимаемого за линию сопоставления, не играет существен­ной роли. При веерообразном расположении границ пластов за линию привязки удобнее принимать кровлю или подошву репера, расположенного в средней части продуктивного го­ризонта. Если изменение толщины продуктивного горизонта связа­но с нарушением последовательности напластования (напри­мер, с размывом) в его верхней части, то за линию привязки принимают кровлю или подошву репера, расположенного ниже поверхности несогласия. При изменении толщины про­дуктивного горизонта за счет его нижней части (например, вследствие его несогласного залегания на подстилающих раз­мытых отложениях) в качестве линии привязки выбирают репер, расположенный в верхней части продуктивного гори­зонта, как можно выше от границы несогласия. После выбора линии привязки начинают непосредственно построение корреляционной схемы. На листе бумаги проводят горизонтальную линию привяз­ки, перпендикулярно к которой на произвольных равных расстояниях наносят оси коррелируемых разрезов скважин. Вправо от осей вычерчивают в вертикальном масштабе 1:200 привязанные к линии корреляции наиболее информативные геофизические диаграммы скважин. Порядок построения корреляционных схем показан на рис. 34. Во избежание громоздкости рисунка геофизические диаграммы заменены на их основе литологическими разрезами. На оси каждого разреза показывают интервалы залегания реперов и их индексы, положение кровли и подошвы про­ницаемых прослоев и пачек, а также непроницаемых пластов и прослоев (рис. 34, А). Затем приступают к прослеживанию одновозрастных (синхроничных) границ путем соединения прямыми линиями кровли и подошвы каждого выделенного репера (рис. 34, б). 115

	Линия корреляции

	Вначале прослеживаются кровля и подошва реперов I катего­рии, затем — II и III категорий. После этого проводят верх­нюю и нижнюю границы горизонта — при согласном залега­нии прямыми линиями, при несогласном — волнистыми. При наличии внутри горизонта несогласия, связанного с размы­вом или перерывом в осадконакоплении, его поверхность также показывается волнистой линией. Линии дизъюнктив­ных нарушений выделяются вертикальными или наклонными прямыми линиями, проводимыми на половине расстояния между скважинами, находящимися по разные стороны на­рушения. Затем приступают к прослеживанию границ проницаемых пластов и прослоев. Положение кровли и подошвы каждого из них показывают прямыми линиями, примерно параллель­ными ранее проведенным линиям одновозрастных (синхро­ничных) границ (рис. 34, В). Если в одной из скважин пласт сложен породами-кол­лекторами, а в соседней скважине они замещены породами-неколлекторами, то на половине расстояния между скважи­нами вертикальной ломаной линией показывают условную границу фациального замещения. При фациальном замеще­нии части толщины пласта вертикальной ломаной линией показывают, какая часть пласта замещена. При детальной корреляции нередко используются так на­зываемые геолого-статистические разрезы. Геолого-статистический разрез (ГСР) представляет собой кривую вероятностей появления коллектора в интервале про­дуктивного горизонта, построенную по данным разрезов скважин, пробуренных на изучаемой площади. Геолого-статистический разрез горизонта может быть по­строен в пределах залежи в целом или для крупного фраг­мента залежи при нормальном залегании пластов, подтверж­даемом относительно небольшими колебаниями значений его общей толщины в скважинах, а также при нормальном зале­гании пластов, но с закономерным изменением толщины го­ризонта в некотором направлении. Геолого-статистический разрез строят следующим обра­зом. Разрезы продуктивного горизонта в его стратиграфиче-
	Рис. 34. Пример построения корреляционной схемы. А — расчленение разрезов скважин и привязка их к линии сопоставления; Б — прослеживание одновозрастных реперных границ; Б — прослеживание одноименных пластов-коллекторов (песчаников). 1 — "верхний известняк"; 2 — песчаники; 3 — глины; 4 — глинистые алевролиты; I—VII — реперы трех категорий; а — ж — индексы пластов в опорной скважине 117

	ских границах расчленяют по признаку коллектор — некол­лектор и привязывают к корреляционной поверхности (кровле или подошве), принимаемой за горизонтальную пло­скость. По данным всех скважин определяют среднее значение толщины горизонта Л и разделяют ее на равные интервалы с шагом Л* = 1 — 2 м. Затем толщину горизонта в каждой скважине Л, расчленяют на то же количество интервалов. При этом шаг для каждой скважины Л* составляет: л; = (л,. /л)л\ Границы между интервалами являются точками наблюде­ния. В каждой точке наблюдения устанавливают, какой поро­дой — коллектором или неколлектором — представлен раз­рез в скважине на данной палеоглубине. Данные по всем скважинам представляют в виде графика, на оси ординат ко­торого откладывают палеоглубину от корреляционной по­верхности, а на оси абсцисс — долю скважин (%), в которых разрез на данной палеоглубине сложен коллекторами (рис. 35). В результате получают дифференцированную кривую, на которой максимумами отмечаются интервалы разреза, сло­женные преимущественно коллекторами, и минимумами — интервалы, сложенные непроницаемыми породами. На геоло- Доля скважин, вскрывших коллектор, %
	а: t	Скв.1 : i : 3 4 i > ( 7 Ь 1 9 U 0 2 - 4 - 6 - 8 - 10 - 12 - 14 -	О 10 20 30 40 SO 60 70 SO 90 100
	Рис. 35. Пример построения геолого-статистического разреза. Порода: 1 — коллекторы, 2 — неколлекторы; а — в — индексы пластов 118

	го-статистическом разрезе, представленном на рис. 35, четко выделяются три пласта-коллектора: а — в интервале палео-глубин 1 — 2 м; б — в интервале 4 — 6 м; в — в интервале 7 — 14 м. При значительном количестве скважин построение геоло­го-статистических разрезов — весьма трудоемкая работа и поэтому выполнять ее целесообразно с помощью ЭВМ. Рассмотрим примеры использования геолого-статистичес­ких разрезов при детальной корреляции. При детальной корреляции важно установить, с чем связа­но начальное изменение общей мощности продуктивного горизонта. Достаточно уверенно решить эту задачу можно с помощью ГСР. Для этого разрезы скважин делят на несколь­ко групп, различающихся общей толщиной продуктивного горизонта. Для каждой выделенной группы строят ГСР, которые сравнивают между собой. На групповых ГСР с повышенной толщиной обычно можно четко видеть, за счет какой части разреза происходит увеличение общей мощности продуктив­ного горизонта. На рис. 36 показаны групповые ГСР продук­тивных отложений яснополянского надгоризонта одной из площадей Арланского месторождения. Здесь выделены три
	а                     б                     в                     г Доля скважин, вскрывших коллектор, % О 20 40 60 80100 0 20 40 60 80100 0 20 40 60 80100 0 20 40 60 80100
	Рис. 36. Групповые геолого-статистические разрезы продуктивных отложе­ний яснополянского надгоризонта Арланского месторождения. Групповые разрезы по скважинам с толщиной продуктивных отложений, Ï: ‡ - 42-49, · - 38-41,9, ‚ - 31-37,9; „ - Ò‚Ó‰Ì˚È „ÂÓÎÓ„Ó-статистический разрез 119

	группы скважин с толщиной продуктивного горизонта 42 — 49 м (24 ÒÍ‚‡ÊËÌ˚), 38-41,9 м (39 ÒÍ‚‡ÊËÌ) Ë 31-37,9 м (37 скважин). В качестве линии привязки принята кровля про­дуктивных отложений. Отчетливо видно, что в верхней части продуктивного го­ризонта кривые ГСР имеют одинаковую конфигурацию и изменения толщины здесь не отмечается. В нижней части конфигурации кривых существенно различаются, причем можно видеть, что увеличение общей толщины происходит в результате увеличения толщины нижнего песчаного пласта (залегающего на размытой поверхности подстилающих тур-нейских отложений). Другой важный вопрос, который позволяют решать ГСР, — это выяснение степени выдержанности по площади проницаемых прослоев и разделов между ними. При деталь­ной корреляции не всегда бывает ясно, прослеживаются от­дельные прослои по всей площади или представляют собой ограниченные по размерам и не связанные друг с другом линзы. С точки зрения разработки объекта продуктивный гори­зонт или отдельные его интервалы могут соответствовать од­ной из следующих основных моделей. Модель 1 — монолитный пласт-коллектор с линзовидны-ми прослоями непроницаемых пород. Каждый непроницае­мый прослой имеет ограниченную площадь распространения и поэтому не может коррелироваться между разрезами со­седних скважин. Эти прослои не могут служить гидродина­мическими экранами, и поэтому пластовое давление при его изменении в любой части продуктивного разреза хорошо перераспределяется как по вертикали, так и по горизонтали. Модель 2 — переслаивание выдержанных по площади проницаемых прослоев и в такой же степени выдержанных по площади непроницаемых разделов между ними. Такие не­проницаемые прослои могут служить гидродинамическими экранами, и при изменении пластового давления в одном проницаемом прослое его перераспределение между другими прослоями сильно затруднено либо совсем не происходит. Хорошо перераспределяется пластовое давление лишь по простиранию данного прослоя. Модель 3 — продуктивный горизонт, сложенный преиму­щественно непроницаемыми породами с линзообразно зале­гающими разобщенными проницаемыми прослоями. Прони­цаемые прослои имеют прерывистый характер и между со­седними скважинами не прослеживаются. При такой модели 120

	разработка может происходить без перераспределения плас­тового давления между отдельными линзовидными проницае­мыми прослоями и частями разреза. Специальными исследованиями установлено, что к моде­лям 1 относятся интервалы ГСР с долей скважин, вскрывших коллектор, более 70 %. В пределах этих интервалов непроница­емые прослои, выделенные в разрезах соседних скважин, не коррелируются и изображаются в виде изолированных линз. Интервалы ГСР с долей скважин, вскрывших коллектор, 30 — 70 % относятся к модели 2, и в их пределах все проница­емые и непроницаемые прослои, вскрытые соседними сква­жинами, должны коррелироваться между собой. Если доля скважин, вскрывших в рассматриваемом интер­вале коллектор, менее 30 %, то этот интервал ГСР относится к модели 3. В его пределах проницаемые прослои соседних скважин не коррелируются между собой, так как представ­ляют собой несвязанные изолированные линзы. В реальных продуктивных горизонтах и эксплуатацион­ных объектах иногда весь разрез соответствует одной схеме модели. Например, на Мухановском месторождении I объект разработки (пласт C-I) целиком соответствует модели 1 (рис. 37), и при его разработке вытеснение нефти водой происхо­дит за счет подъема ВНК практически по всей площади за­лежи. До последнего времени детальная корреляция продуктив­ных разрезов скважин в основном проводилась "вручную". К сожалению, промысловым геологам не всегда удавалась с ее помощью проводить достаточно надежную корреляцию при большой макронеоднородности продуктивных горизонтов. В таких случаях нередко утерждалось, что изучаемый горизонт детальной корреляции не поддается. Соответственно факти­чески не обеспечивалась возможность составления адекват­ной модели залежи, что приводило к ошибкам выбора сис­темы разработки и организации управления процессами раз­работки. Наряду с этим даже при владении методикой детальной корреляции физически не удавалось выполнить ее "вручную" по крупным месторождениям, где пробурены тысячи и де­сятки тысяч скважин. Поэтому в последние годы некоторыми специалистами — В.Ф. Гришкевичем, И.С. Гутманом, В.А. Бадьяновым, Т.А. Боха-новым и другими велись исследования по созданию автома­тизированных методов расчленения и детальной корреляции продуктивных разрезов скважин с помощью ЭВМ. 121

	б			Рис. 37. Геолого-статис­тические разрезы. Объекты разработки Му-хановского месторожде­ния: ‡ — I (Ô·ÒÚ С-1), б - II (Ô·ÒÚ˚ ë-II, ë-III, C-IVa, C-IV·); интервалы разреза, в которых до­ля скважин, вскрывших коллектор, составляет, %: 1 - ‰Ó 30, 2 - 30-70, 3 - ·ÓΠ70
	Доля скважин, вскрывших коллектор, % О 20 40 60 SO 100
	75 70 65 60 55 Ьо V45 %40 §35 Р	Доля скважин, вскрывших коллектор, % О 20 40 60 80100
		C-I id
	20 15 10 5 О
	Наиболее детальную корреляцию с выделением и просле­живанием прослоев небольшой толщины обеспечивает про­грамма, разработанная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под руководством И.С. Гутмана с участием сотрудников МГУ и Института прикладной математики. Предложенная программа реализует подход, при котором процесс детальной корреляции полностью автоматизирован. Это обеспечивает большую надежность выполняемых проце­дур при огромном быстродействии программы — массив из 3500 скважин с толщиной разреза до 200 м может быть де- 122

	10 11 12 13 14 р	np
	Рис. 38. Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводо­родного газа от приведенных псевдокритических давления рпр и температу­ры Тпр (по Г. Брауну). Шифр кривых — значения Гпр
	тально откоррелирован в зависимости от класса машин за 10-12 ˜‡ÒÓ‚. Программа ориентирована на использование IBM Pentium II, обеспечивающей связь с другими программами (построение 123

	профилей, карт и т.п.). Она предусматривает одновременную обработку по скважине комплекта из шести и более геофи­зических диаграмм, оценку дифференцированности формы каждой из кривых и выбор наиболее представленных кри­вых. Алгоритм программы основан на опыте выполнения де­тальной корреляции вручную. Программа предусматривает проведение детальной корреляции в два этапа. На первом этапе строится корреляция всех пар скважин по всему коррелируемому разрезу. При этом обеспечиваются применение при выборе корреляционных пар скважин принципа триангуляционных сетей и постоянная проверка получаемых результатов с включением в процесс уже откор-релированных скважин. При неправильном соединении ин­тервалов разрезов программа вносит коррективы. На втором этапе, после выполнения всех парных корре­ляций, программа обеспечивает процесс проверки их согла­сованности и строит схему детальной корреляции (рис. 38). Схема может быть построена по любому количеству сква­жин по всему разрезу или только с выделением пластов-коллекторов (на основе индексации этих пластов в одной из скважин). Все это выполняется в автоматическом режиме.
	Глава VI СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
	§ 1. ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖЕЙ Свойства углеводородов (УВ) в пластовых ус­ловиях весьма разнообразны. Наряду с условиями залегания пород-коллекторов они во многом определяют природные энергетические возможности залежей, выбор методов искус­ственного воздействия на пласты и систем разработки, ха­рактер динамики годовых показателей разработки, возмож­ную степень извлечения запасов из недр и др. Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных сме- 124

	сей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление, а иногда и температура непрерыв­но меняются, что может сопровождаться изменениями соста­ва газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых перехо­дов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учи­тывать их при подсчете запасов, проектировании и регули­ровании разработки, проектировании эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа. Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущест­венно метанового (парафинового) (Сп Н2п+2), нафтенового (Cn HjJ и в меньшем количестве ароматического (Сп Н2п_6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 — га­зы, от С5Н12 до С16Н34 - жидкости, от С17 Н^ до С35 Н72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и цере­зинами. При большом количестве газа в пласте он может распола­гаться в виде газовой шапки над нефтью в повышенной час­ти структуры. При этом часть жидких УВ нефти может на­ходиться в виде паров также и в газовой шапке. При высо­ком давлении в пласте плотность газа становится весьма большой (приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом га­зе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12 + С6Н14). Иногда нефть оказывается полностью рас­творенной в газе. При извлечении такого газа на поверх­ность в результате снижения давления и температуры рас­творенная в нем нефть выпадает в виде конденсата. Если количество газа в залежи по сравнению с количест­вом нефти мало, а давление достаточно высокое, то газ пол­ностью находится в растворенном состоянии в нефти, и тог­да газонефтяная смесь находится в пласте в жидком виде. При извлечении нефти на поверхность в результате сни­жения давления растворенный газ выделяется в виде газовой фазы. С учетом сказанного залежи УВ подразделяются на: 1) чи­сто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные или неф­тегазовые (в зависимости от относительных размеров газо­вой шапки и нефтяной части залежи); 4) нефтяные (с различ­ным содержанием растворенного газа).

	§ 2. ПЛАСТОВЫЕ НЕФТИ Состав нефтей. Как уже отмечалось, нефть состоит преимущественно из углеводородных соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные соеди­нения, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содер­жание в нефтях невелико, они существенно влияют на свой­ства поверхностей раздела в пласте (в частности, поверхнос­ти пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на законо­мерности движения нефти при разработке залежей. Нефти содержат от долей процента до 5 — 6% серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также сернистых соединений и смолистых веществ — мер­каптанов, сульфидов, дисульфидов и др. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5 %), сернистые (0,5 — 2,0 %), вы­сокосернистые (более 2 %). Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекуляр­ные соединения, включающие кислород, серу и азот и состо­ящие из большого числа нейтральных соединений непосто­янного состава. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах от 1 до 40 %. Наибольшее их количество отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ. По содержанию смол нефти подразделяются на малосмо­листые (содержание смол ниже 18%), смолистые (18 — 35%), высокосмолистые (свыше 35 %). Нефтяной парафин — это смесь твердых УВ двух групп — парафинов C^H^ —Сз5Н72 и церезинов СзбН74 — С^Н^. Темпе­ратура плавления первых 27 — 71 °С, вторых — 65 — 88 °С. Нефти относят к малопарафинистым при содержании пара­фина менее 1,5% по массе, к парафинистым — 1,5 — 6,0 % по массе, к высокопарафинистым — более 6 %. В отдельных случаях содержание парафина превышает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к плас­товой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи. Физические свойства нефтей. Нефти разных пластов од­ного и того же месторождения и тем более разных место­рождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. 126

	Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ. Газосодержание пластовой нефти — это объем газа VT, растворенного в 1 м пластовой нефти V^: G = V„/VÔÎ.Ì.                                                                        (VL1) Газосодержание пластовой нефти выражают в м3/м3. Мак­симальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давле­нии и температуре, называется растворимостью газа у. Газо­содержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе неф­ти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным. Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазиро­вания выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы. При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактно­го дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с кон­тактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 — 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30—100м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 — 10 м3/м3. Промысловым газовым фактором Г называется количест­во газа в 1 м3 (т) добытой дегазированной нефти. Он опреде­ляется по данным о добыче нефти и попутного газа за опре­деленный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыслового га­зового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к га­зосодержанию пластовой нефти. 127

	Давлением насыщения пластовой нефти называется дав­ление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры. Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может коле­баться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недо-насыщена. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться различными значени­ями давления насыщения. Так, на Туймазинском месторож­дении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это свя­зано с различием в свойствах нефти и газа в пределах пло­щади. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая из­меряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упру­гости) Рн = (1/VO)(AV/Ap),                                                              (VI.2) где Vo — исходный объем нефти; А У — изменение объема нефти; Ар — изменение давления. Размерность |3Н — 1/Па, или Па"1. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на едини­цу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-!-5)10~3МПа~1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным об­разом при разработке залежей в условиях постоянного сни­жения пластового давления. Коэффициент теплового расширения ан показывает, на какую часть А У первоначального объема Vo изменяется объ­ем нефти при изменении температуры на 1 °С: ан = (1/VO)(AV/Af).                                                              (VI.3) Размерность ан — 1/°С. Для большинства нефтей значе­ния коэффициента теплового расширения колеблются в пре­‰Â·ı (1+20)1(Г41/°С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарно­го термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сказывается как на условиях текущей фильтрации 128

	нефти, так и на значение конечного коэффициента извлече­ния нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт. Объемный коэффициент пластовой нефти Ьн показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазиро­ванной нефти: К = ^пл.н/Кег.н.                                                                   (VL4) где Упдн — объем нефти в пластовых условиях; У"дегн — объ­ем того же количества нефти после дегазации при атмосфер­ном давлении и t = 20 °С. Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 — 3. Наиболее характерна ве­личина 1,2 — 1,8. Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом ма­териального баланса и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко исполь­зуется также при анализе разработки залежей, при опреде­лении объема пласта, который занимала добытая нефть. При подсчете запасов нефти объемным методом измене­ние объема пластовой нефти при переходе от пластовых ус­ловий к поверхностным учитывают с помощью так называе­мого пересчетного коэффициента 0. Пересчетный коэффициент е = i/ь = V‰Â„.Ì/VÔÎ.Ì. Под плотностью пластовой нефти понимается масса неф­ти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2 — 1,8 раза меньше плотно­сти дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см3 (например, нефти девонских залежей в Та­тарии) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3 (нефти за­лежей в каменноугольных отложениях в том же районе). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1— 0,4 г/см3. 129

	Вязкость пластовой нефти цн, определяющая степень по­движности нефти в пластовых условиях, существенно мень­ше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температу­рой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Давление оказывает небольшое влияние на из­менение вязкости нефти в области выше давления насыще­ния. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в де­сятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Напри­мер, для Арланского месторождения это соотношение боль­ше 20, для Ромашкинского — 5,5. Вязкость нефти измеряется в мПа-с. Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (щ, < 1 мПа-с), маловязкие (1 < цн < мПа-с), с повышенной вязкостью (5 < цн < < 30мПа-с) и высоковязкие (щ, > 30мПа-с). Например, вязкость нефтей залежей в верхнемеловых от­ложениях Северного Кавказа 0,2 —0,3 мПа-с; в девонских от­ложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Тата­рии, Башкирии и Пермской области — 5 — 30 мПа-с; в сено-манских отложениях Русского месторождения в Западной Сибири — 300 мПа-с; в Ярегском месторождении — 2000 — 22 000 мПа-с. Вязкость пластовой нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса раз­работки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соот­ношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды — один из важнейших показателей, определяющий условия извлече­ния нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин. При значительном содержании в нефти парафина, асфаль-тенов и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространствен­ной структуры, образованной коллоидными частицами на­званных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефтях протекает тем интен­сивнее, чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Установлено, что про­водимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких. Проявлением струк­турно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводне- 130

	ние добывающих скважин, неравномерность профилей при­тока. Колориметрические свойства нефти характеризуются ко­эффициентом светопоглощения Ксп. Они зависят от содержа­ния в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Спе­циальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях погло­щают одну и ту же часть падающего на них светового пото­ка. Зависимость между интенсивностью светового потока /( после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора 1 описывается основным уравнением (законом) колориметрии: /( = у~КспС\                                                                        (VL5) где /0 — интенсивность падающего светового потока; Ксп — коэффициент светопоглощения; С — концентрация вещества в растворе. Размерность коэффициента светопоглощения — 1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой тол­щиной 1 см интенсивность светового потока падает в е = = 2,718 раз. Значение Ксп зависит от длины волны падающе­го света, природы растворенного вещества, температуры раствора. Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоко­лориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением Ксп нефти в процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах. Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190 — 450, на Ромаш-кинском месторождении в пластах а, б, в девонской зале­жи — 200 — 350, а в нижележащих пластах гид— 400 — 500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого ко­эффициента меняется в пласте BQ от 300 до 550, а в пласте БС10 - ÓÚ 120 ‰Ó 310. Для нефтяных залежей в их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей мере ос­новных свойств нефти в объеме залежи: увеличение плотнос­ти, вязкости, коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере воз­растания глубины залегания пласта, т.е. от свода к крыльям и от кровли к подошве. 131

	Одновременно в указанных направлениях уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так, на месторождении Календо (о-в Сахалин) газовый фак­тор меняется от 70 до 49 м3/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3. В процессе разработки большинства залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти мо­гут претерпевать изменения. Поэтому для контроля измене­ния свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности, как пра­вило, отображаются на специальных картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, Ксп и др.). Физические свойства пластовых нефтей исследуют в спе­циальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при давлении, равном начальному пласто­вому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в за­висимости от давления, а иногда и от температуры. Эти гра­фики используют при решении геолого-промысловых задач.
	§ 3. ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ Природные углеводородные газы представля­ют собой смесь предельных УВ вида СпН2п+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неугле­водородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, серо­водород H2S, гелий Не, аргон Аг. Природные газы подразделяют на следующие группы. 1.  Газ чисто газовых месторождений, представляющий со­бой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ. 2.   Газы, добываемые из газоконденсатных месторожде­ний, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конде-ната. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш. 3.  Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные га­зы). Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина. Компонентный состав природного газа трех месторожде­ний приведен в табл. 5. 132

	Компонентный состав, '	Таб лица 5 , по объему, газов некоторых месторождений
	Месторождение СН4 ë2ç6 ë3ç8 С4Н10 с ^5 + вые Газлинское (сухой газ) Вуктыльское (газокон­денсат) Мухановское (попутный газ) 97,2 71,8 32,1 1,3 8,7 20,2 0,9 3,9 23,6 0,47 2,8 10,6 0,13 12,8 13..5
	Газ, в составе которого УВ (С3, С4) составляют не более 75 г/м3, называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м3) газ называют жирным. Газовые смеси характеризуются массовыми или молярны­ми концентрациями компонентов. Для характеристики газо­вой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную мас­су, среднюю плотность или относительную плотность по воз-Ауху. Молекулярная масса природного газа
	(VI.6)
	где Mt — молекулярная масса г-го компонента; X, — объем­ное содержание г-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 — 20. Плотность газа рг рассчитывается по формуле рг = M/VÏ = å/24,05,                                                        (VI.7) где VM — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение рг находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воз­духу ргв, равной отношению плотности газа рг к плотности воздуха рв, взятой при тех же давлении и температуре: Ргв = Рг/рв-                                                                                  (VL8) Если рг и рв определяются при стандартных условиях, то рв = = 1,293 кг/м3 Ë ргв = р/1,293 кг/м3. Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между дав­лением, объемом и температурой. Состояние газов в условиях высоких давления и темпера­туры определяется уравнением Клайперона — Менделеева: pV = NRT, где р — давление; V — объем идеального газа; N — число 133

	киломолей газа; R — универсальная газовая постоянная; Т — температура. Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводород­ные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов за­писывается в виде pV = ZNRT,                                                                       (VI.9) где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и харак­теризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов. Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и иде­ального Уи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре): Z = V/VË.                                                                        (VI.10) Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее на­дежно могут быть определены на основе лабораторных ис­следований пластовых проб газов. При отсутствии таких ис­следований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (см. рис. 38). Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокри­тическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем. Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 39. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям одно-компонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответ­ствует газовой фазе, участок под пунктирной линией — двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии — жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума — кривой точек парообразования. Точка С называется критиче­ской. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Дру­гими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется дав- 134

	Рис. 39. Диаграмма фазового р, МТТа состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову): v — удельный объем; р — g давление , двухфазного к. состояния
	О	15 v, дм-*/кг
	ление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к кри­тическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одина­ковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плот­ности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в за­кономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между крити­ческими температурами компонентов, а критическое давле­ние смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z ре­альных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением рпкр и псевдокритической тем­пературой Гпкр. Они определяются из соотношений:
	Рпкр =	(VI.11)
	135

	Гпкр = 27;рД,                                                                            (VL12) i-1 где ркр, и Гкр1 — критические давление и температура г-го компонента; х, — доля г-го компонента в объеме смеси (в долях единицы). Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представля­ют собой псевдокритические значения, приведенные к кон­кретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):
	Гпр = 77Гпкр,                                                                                      (VI.14) где р и Т — конкретные давление и температура, для кото­рых определяется Z. Если состав газа неизвестен, то его псевдокритические давление и температуру определяют по графикам (рис. 40). В том случае, когда в газе содержатся H2S, N2 и СО2, в значе­ния, снятые с этих графиков, вводят поправки с соответст­вующим знаком. Если неуглеводородных компонентов в газе более 15%, графиками на рис. 40 пользоваться не рекомен­дуется. Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно использу­ется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач. Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и видов (см. раздел 4 настоящей главы), вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью. Рис. 40. Графики зависимости псевдокритических давления рП1ф (а) и тем­пературы Ттр [б) от плотности углеводородных газов по воздуху prjl (по Ю.П. Гаттенбергеру). Месторождения: 1 — газовые, 2 — газоконденсатные; поправки, %, к вели­чинам псевдокритических давления Ар и температуры ДГ за счет содержа­ÌËfl: 3 - N2, 4 - ëé2, 5 - ç2S 136

	а Рпк$>
	4,7 - ~ -_____ -------/ 4,6 1 ». 4,5 - ^\ ^^ ^ 2 4,4 - d ? i II ill ill iii i i i i i4^.
	0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 р
	0,1	и,и 0,4 4 0,4 0,2 - уг 0,2 1 1 S\ 1 /1 i
	О 5 10 15 % 0 5 10 15 % 0 5 10 15 % б
			О 5 10 15 %
			О 5 10 15%
			О 5 10 15 %
	0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 р

	Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях во­да может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. перехо­дить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных сис­темах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличи­вается. Объемный коэффициент пластового газа Ьг, представля­ющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Упдг к объему того же количества газа Уст, который он зани­мает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева: Ьг = V^JVn = г(рстГпд)/(рпдГст),                                       (VI.15)
	где рпд, Тт, рст, Гст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях. Значение величины Ьг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях. Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, вы­деляющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный. Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепарато­рах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6+высш), в которых растворено некоторое количе­ство газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов. Важной характеристикой газоконденсатных залежей явля­ется конденсатно-газовый фактор, показывающий содержа­ние сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных место­рождений ÓÚ 1500 ‰Ó 25 000 м3/м3. Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (С6+высш). Его получают из сырого конден­сата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 — 200 °С. Молекулярная масса 90—160. Плотность стабиль- 138

	ного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компо­нентного углеводородного состава. Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150 —300 см3/м3), высоким (300 — 600 см3/м3) и очень высоким (·ÓÎÂÂ 600см3/м3). Большое значение имеет такая характеристика газа кон-денсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной за­лежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям цен­ных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследова­ния газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавли­вать: состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление мак­симальной конденсации; фазовое состояние конденсатной системы в пластовых ус­ловиях; количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре; возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления; фазовые превращения и свойства газоконденсатных сме­сей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах. О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стан­дартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубин­ных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен. Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных дав­лении и температуре заполняют структурные пустоты крис­таллической решетки, образованной молекулами воды с по­мощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвига- 139

	ются молекулами газа — плотность воды в гидратном состо­янии возрастает до 1,26 — 1,32 см3/г (плотность льда 1,09см3/г). Один объем воды в гидратном состоянии связывает в за­висимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа. Условия образования гидратов определяются составом га­за, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в коорди­натах р—Т (рис. 41). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молеку­лами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном дав­лении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду. Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.
	р, МПа 100
	-10 0 10 20 30Т,°С	Рис. 41. Диаграмма гетеро­генного состояния газов (по Ю.Ф. Макогону): 1 - N2; 2 - ëç4; 3 - ëé2; природная газовая смесь с относительной плотностью по ‚ÓÁ‰ÛıÛ: 4 — 0,6, 5 — 0,8; 6 - ë2ç6; 7 - ë3ç8; 8 -ç2S
	140

	Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидрат-ных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидрат-ная залежь внизу может контактировать с пластовой подош­венной водой, газовой залежью или непроницаемыми плас­тами. Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стан­дартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются: незначительной амплитудой ПС; отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда; интенсивностью вторичной а-активности, близкой к ин­тенсивности водонасыщенных пластов; отсутствием глинистой корки и наличием каверн; значительной (в большинстве случаев) величиной рк; повышенной скоростью прохождения акустических волн и др. В основе разработки газогидратных залежей лежит прин­цип перевода газа в залежи из гидратного состояния в сво­бодное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры раз­ложения гидрата; снижения давления ниже давления разложе­ния гидрата; термохимического, электроакустического и дру­гих воздействий на газогидратные залежи. При вскрытии и разработке газогидратных залежей необ­ходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, со­ответствующего определенной изотерме разработки газогид-ратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

	§ 4. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Вода — неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтя­ная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из дру­гих водоносных горизонтов. В соответствии с принятой тех­нологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства. Формы залегания воды в породах. В горных породах во­да находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапил­лярных пустотах. В зависимости от размера пустот она на­ходится в различных формах (рис. 42). В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов обволакивается ад­сорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной
		Рис. 42. Воды в породах (по А.А. Карцеву): 1 — минеральные частицы пород; 2 — минералы с включениями воды; вода: 3 — адсорбированная; 4 — липосорбированная; 5 — капиллярная; 6 — стыковая (пендулярная); 7 — сорбци-онно-замкнутая; 8 — сво­бодная гравитационная; 9 — парообразование в свободной воде
	142

	воды покрывается слоем рыхлосвязанной лиосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сбли­жения минеральных частиц появляется так называемая сты­ковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы сорбционно-замкнутую (капельно-жидкую) воду. В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростати­ческое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитаци­онная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефте-газонасыщенных пород. Подземные воды попадают в горные породы как в про­цессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в формирующи­еся или уже сформировавшиеся горные породы (ин-фильтрационные и элизионные воды). Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки. Элизионные воды — это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водона­порных системах вследствие выжимания поровых вод из уп­лотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличи­вающейся в процессе осадконакопления геостатической на­грузке (см. главу VII). При инфильтрационных и элизионных процессах вследст­вие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется. Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С пози­ций промысловой геологии воды нефтяных и газовых место­рождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт). К собственным относятся остаточные и пластовые напор­ные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). 143

	Понятие "остаточные воды" рассмотрено выше (см. § 4 главы V). Собственные пластовые воды — один из основных при­родных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные. Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Вода, залегающая под ВНК (ГВК), называется подошвенной. К промежуточным относят­ся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов. К чужим (посторонним) относятся воды верхние и ниж­ние, грунтовые, тектонические. Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его. К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверх­ность. Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти во­ды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей. Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения схематично показано на рис. 43. Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давле­ния, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат про­мывочной жидкости) или при ремонтных работах. Основную массу природных вод нефтяных и газовых мес­торождений составляют более или менее минерализованные воды. Состав и свойства пластовых вод имеют большое значе­ние для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эф­фективные мероприятия по контролю и регулированию раз­работки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод. Химическая классификация подземных вод. Под химиче­ским составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классифи- 144

	Рис. 43. Схема залегания подземных вод нефтегазо­вого месторождения: а — непроницаемые поро­ды; б — нефть; , — газ; вода: „ — минерализован­ная; д — конденсационная; е — смешанная конденса­ционная и минерализован­ная; виды вод: 1 — грунто­вые; 2 — верхние пласто­вые; 3 — краевые или кон­турные; 4 — промежуточ­ные; 5 — подошвенные; 6    — нижние пластовые; 7  — тектонические
	каций подземных вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч. Паль-мера, В.И. Вернадского и др.). Среди нефтяников общее при­знание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирова­ние химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами. В основу классификации положены три основных коэф­ÙˈËÂÌÚ‡, ‚ %-˝Í‚/Î: rNa/rCl, (rNa - rCl)/rSO4, (rCL -rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме. Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре гене­тических типа вод (табл. 6). При небольших отклонениях коэффициентов от единицы, т.е. в зонах перехода от одного типа к другому, воды следует относить к переходным типам. 145

	Таб лица 6
	Классификация подземных вод по ВА. Сулину
	Тип вод rNa/rCl rNa-rCl rSO4 rCl-rNa rMg I — сульфатно-натриевый II — гидрокарбонатно-натриевый III — хлоридно-кальциевый IV — хлоридно-магниевый > 1 > 1 < 1 < 1 < 1 > 1 > 1 < 1
	Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы — хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруп­пы — натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следу­ет выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими. Физические свойства пластовых вод. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворен­ных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых место­рождений меняется в очень широких пределах — от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (Cl~, SO 2~, HCO3–, Na+, Ca2+, Mo2+). Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО2"), ионы калия (К+) и железа (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микро­компоненты) . Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.). Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использова­ние при заводнении залежей способствует повышению коэф­фициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти (см. главу VIII). В то же вре­мя высокая минерализация пластовых вод в определенных ус­ловиях может приводить к выпадению солей на забое добы­вающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухуд­шает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин. Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5 — 2,0 м3/м3, обычно оно равно 0,2 —0,5 м3/м3. В составе водора- 146

	створенного газа преобладает метан, затем следует азот, уг­лекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон. Растворимость газов в воде значительно ниже их раство­римости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается. Сжимаемость воды — обратимое изменение объема во­ды, находящейся в пластовых условиях, при изменении дав­ления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (З+б^О^МПа"1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализо­ванной воды уменьшается с увеличением концентрации со­лей. Это свойство играет существенную роль при формиро­вании режимов залежей. Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и га­зовых месторождений Вв зависит от минерализации, химиче­ского состава, газосодержания, пластовых давления и темпе­ратуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация. Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В боль­шинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20 %), поскольку пластовая темпе­ратура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолет-немерзлых пород, плотность воды может быть равной плот­ности воды в поверхностных условиях или даже больше ее. Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического со­става. Газосодержание и давление оказывают меньшее влия­ние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтя­ных и газовых месторождений составляет 0,2—1,5мПа-с. Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значи­тельной степени зависит от химического состава и при соот­ветствующей химической обработке воды может быть зна­чительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением — уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую спо­собность, что способствует увеличению коэффициента вы­теснения нефти водой. Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят элект­рический ток. Минерализованные воды относятся к хоро- 147

	шим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измере­ния которого принят 1 Ом-м. Знание удельного сопротивле­ния подземных вод необходимо для интерпретации материа­лов электрометрии скважин. Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, от­бор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в мо­нографиях по физике пласта или в справочниках. Техногенные воды по своим свойствам обычно отличают­ся по минерализации от пластовых. Они менее минерализо­ваны. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.
	Глава VII ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для переме­щения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные воз­можности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов боль­шое место занимают значение начального пластового давле­ния и поведение давления в процессе разработки.
	§ 1. НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности про­дуктивного пласта, производительность скважин и залежи в 148

	целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — во­да находятся в пустотах пластов-коллекторов. Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта нач­нет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пла­ста. Следовательно, пластовое давление может быть опре­делено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина:
	(VII.1) где Л — высота столба жидкости, уравновешивающего плас­товое давление, м; р — плотность жидкости в скважине, кг/м3; д — ускорение свободного падения, м/с2. При практи­ческих расчетах давление определяют в МПа и формулу ис­пользуют в следующем виде: рпд = Лр/102.                                                                      (VII.2) В этой формуле значение р принимается в г/см3. Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соот­ветствующий пластовому давлению, называется пьезометри­ческим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки. Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости Л в (VII. 1) и (VII.2) в зависимости от решаемой задачи определяют по всем скважинам или как расстояние от пьезометрического уровня до середины плас­та-коллектора — такой столб жидкости Л называют пьезо­метрической высотой, или как расстояние от пьезометричес­кого уровня до условно принятой для всех скважин горизон­тальной плоскости — этот столб жидкости Л2 = At + z, где z — расстояние между серединой пласта и условной плоско­стью, называют пьезометрическим напором (рис. 44). Давление, соответствующее пьезометрической высоте, на­зывают абсолютным пластовым давлением рпда; давление, со­ответствующее пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением рпдпр. Зная расстояние z и плотность 149

	Рис. 44. Пьезометрические высота и напор в скважине: 1 — пласт-коллектор; 2 — пьезометрический уровень в скважине; О—О — услов­ная плоскость; h, — пьезо­метрическая высота; z — расстояние от середины пласта до условной плоско­ÒÚË; h2 — кий напор
	о	о
	жидкости в скважине р, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот): Рп,пр = Рп,а + zp/102 = (h, + z)p/102.                            (VII.3) В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Это можно видеть на примере водонапорной системы, показанной на рис. 45. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины Н1 до середины пласта и глубину пье­зометрического уровня hl от устья скважины, а также плот­ность воды рв (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы): Рпл1 = [№ - Л0/Ю21Р,.                                                     (VII.4) В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометричес­кой поверхностью (рис. 45, скв. 2), = Н2рв/102.
	150

	Область питания Скв.1
	Скв.2 С кв.3	Область разгрузки
	Область создания напора и стока V Е Рис. 45. Схема инфильтрационной водонапорной системы: 1 — водонасыщенный пласт-коллектор; 2 — залежь нефти; 3 — пьезометри­ческая поверхность; 4 — земная поверхность; 5 — скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 — направление движения жидкости; 7 — водоупорные породы
	Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 45, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление ру на их герметизированных устьях: Рплз = (НзР/102) + Ру                                                         (VH.6) где ру = Л3Рв/102; Л3 ~ превышение пьезометрического уровня над устьем скважины. Для характеристики изменения пластового давления в во­донапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим вели­чину изменения рпд на 1 м глубины скважины: grad p = pÔÎ/ç.                                                                    (VII.7) Из рис. 45 видно, что на величину grad р в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолют­ных отметок пьезометрической поверхности и устьев сква­жин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезомет­рической поверхности, значения grad p меньше, а в скважи­нах, устья которых находятся ниже этой поверхности, зна­чения grad p больше по сравнению с его значениями в сква- 151

	жинах, устья которых совпадают с пьезометрической по­верхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности. Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление. В настоящем разделе освещаются вопросы, связанные с на­чальным пластовым давлением (динамическое пластовое дав­ление рассмотрено в главе XIII). Начальное (статическое) пластовое давление — это дав­ление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до на­чала извлечения из него жидкостей или газа. Значение на­чального пластового давления в залежи и за ее пределами оп­ределяется особенностями природной водонапорной систе­мы, к которой приурочена залежь, и местоположением за­лежи в этой системе. Природной водонапорной системой называют систему гид­родинамически сообщающихся между собой пластов-кол­лекторов и трещинных зон с заключенными в них напорны­ми водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движе­ния подземных вод, т.е. единым генезисом напора. Изучению водонапорных систем посвящены исследования А.А. Карцева, СБ. Вагина и других гидрогеологов. В пределах каждой водонапорной системы могут быть вы­делены три основных элемента (см. рис. 45; рис. 46): область питания — зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее дви­жение воды; область стока — основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод; область разгрузки — части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых про­исходит разгрузка подземных вод. Природные водонапорные системы подразделяют на ин-фильтрационные и элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значе­ниями напора (см. следующие разделы настоящей главы). Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по 152

	Область разгрузки	Скв.1
	Область питания и создания напора Рис. 46. Схема элизионной водонапорной системы. Условные обозначения см. на рис. 45 величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов. В зависимости от степени соответствия начального плас­тового давления глубине залегания пластов-коллекторов вы­деляют две группы залежей УВ: залежи с начальным пластовым давлением, соответствую­щим гидростатическому давлению; залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. В геолого-промысловой практике принято называть зале­жи первого вида залежами с нормальным пластовым давле­нием, второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления свя­зано с геологическими особенностями района и для рассмат­риваемых геологических условий является нормальным. Залежи с начальным пластовым давлением, соответст­вующим гидростатическому. Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его региональ­ного погружения. 153

	В водоносном пласте начальное пластовое давление счита­ют равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно со­ответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтраци-онных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей (ÒÏ. рис. 45). Инфильтрационную систему отличают следующие особен­ности. Она является "открытой", т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания. Об­ласть питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки. Природный резервуар пополняется атмо­сферными и поверхностными водами. Движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального по­гружения пластов. Пьезометрическая поверхность системы условно (в предположении, что пласты содержат пресную воду плотностью 1 г/см3) представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания и разгрузки. Фак­тически вследствие изменчивости плотности пластовых вод в системе (обычно в пределах 1 — 1,25 г/см3) она имеет не­сколько более сложный характер. За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, зна­чение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 —0,013 МПа/м и в среднем со­ставляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности. В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллек­торов. Его значения всегда намного ниже значений геостати­ческого давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород. Это иллюстрируется рис. 47. Инфильтрацион-ные водонапорные системы наиболее характерны для древ­них платформ. В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают зна­чения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина пре­вышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассма­триваемых точек залежи до ВНК. На рис. 48 приведена схема 154

	Рис. 47. График изменения пласто­вого давления с глубиной в ин-фильтрационной водонапорной си­стеме терригенных отложений де­вона Волго-Уральской нефтегазо­носной провинции (по Ю.П. Гат-тенбергеру). Давление: 1 — гидростатическое в различных точках системы; 2 — геостатическое	10 20
	Н, км
	400
	Рис. 48. Схема распределения пластового давления р„д и пьезометриче­ских высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 — вода; 2 — нефть; 3 — газ; поверхности: 4 — пьезометрическая, 5 — земная; ру — давление на устье скважины

	фрагмента инфильтрационной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью. Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК — 700 м, ГНК — 400 м, кровли пласта в своде залежи — 300 м. Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе за­лежи. Примем, что плотность пластовых вод, нефти и газа (в г/см3) соответственно равна: рв = 1,0, рн = 0,85, рг = 0,1 г/см3. В водяной скв. 1 пьезометрическая высота Лв = 600 м. Соответственно рт1 = Л^/102 = (600-1,0)/102 = 5,88 МПа. В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте Лв = 900 м рпд4 = 900-1,0/102 = 8,82 МПа; рпд1 < рпд4 на 2,94 МПа, т.е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах. В нефтяной скв. 2 при той же абсолютной отметке залега­ния пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкос­ти, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины рпд4, получим рпд2 = 8,82 — -(100-1,0 + 200-0,85)/102 = 6,17 МПа, ˜ÚÓ Ì‡ 0,29 МПа больше, чем в водяной скв. 1. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: Л2 = 6,17 — 102/0,85 = 740 м, что на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсо­лютной отметке пласта. При значительной абсолютной от­метке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м. Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) при таком же пластовом давлении будет фонтанировать, поскольку пье­зометрическая высота на 140 м выше устья скважины. Дав­ление на ее устье при герметизации р^ = 140 • 0,85/102 = = 1,17 МПа. Пластовое давление в газовой скв. 3 можно определить, исходя из рпд2:рПдз = 6,17 - (100-0,85 + 100-0,1)/102 = = 5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа, т.е. пластовое давление газонасыщенной части пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой. Таким образом, уменьшение начального пластового давле- 156

	ния от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта. Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот Л и значений начального пластового давления рпднач над гидростатическими Лг и рг имеется в сво­довых частях газовых залежей с большой высотой. Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением риз6. В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные ра­нее пределы 0,008 —0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смеши­вать со сверхгидростатическим давлением. О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует су­дить по значению давления в водоносной части пласта, непо­средственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах за­лежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответ­ствующей средней отметке ВНК или ГВК (см. главу XIII). Залежи с начальным пластовым давлением, отличаю­щимся от гидростатического. Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вер­тикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, со­ответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пла­стовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД). Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории ре­зервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью отто­ка. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах на­пор создается за счет выжимания вод из вмещающих плас- 157

	ты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геоста­тического давления, возрастающего в процессе осадконакоп-ления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы). Более распростране­ны геостатические системы (см. рис. 46). В элизионной системе областью питания является наибо­лее погруженная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, по­ступившая в нее, перемещается в направлении восстания пла­ста к областям разгрузки, когда имеется связь пласта-коллектора с земной поверхностью, или к границам распро­странения пласта-коллектора, если такой связи нет. В первом случае принято называть элизионные системы полузакрыты­ми, во втором — закрытыми. Вместе с водами, выжимаемы­ми из породы-коллектора, последним передается часть гео­статического давления. При этом пластовое давление повы­шается по сравнению с нормальным гидростатическим рпдг на величину рдоп: Рпл = Рпл.г + Рдоп.                                                                             (VIL8) где Рдоп = ^доп/рвУв;                                                                  (VII.9) Удоп — превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством ее, удаляющимся в область разгрузки; |3В — коэффициент сжимаемости воды; Ув — об­щий объем воды в пласте-коллекторе. С увеличением закрытости водонапорной системы и объ­емов выжимаемой в нее воды рдоп возрастает и СГПД при­ближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в меж­солевых и подсолевых отложениях. Образование СГПД связывают также с уплотнением по­род-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллони­та в иллит, с тепловым расширением воды и другими про­цессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойст­венно пластам-коллекторам в пределах локальных тектониче­ских СГПД или даже отдельных тектонических блоков. СГПД характерно для районов с повышенной неотекто­нической активностью и соответственно с высокой скоро- 158

	стью осадкообразования — для Северного Кавказа, Азербай­джана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может до­стигать 0,017-0,025 МПа/м и более. В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, так же как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного давления. Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе гео­логической истории создавались условия, приводящие к де­фициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких усло­вий может быть увеличение пористости, например при вы­щелачивании или перекристаллизации пород. Возможно так­же уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тек­тонических движениях на меньшие глубины. Роль начального пластового давления. Начальное пласто­вое давление залежи во многом определяет природную энер­гетическую характеристику залежи, выбор и реализацию си­стемы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа. Начальное пластовое давление в значительной мере опре­деляет природное фазовое состояние УВ в недрах и, следова­тельно, также обусловливает определение рациональных ус­ловий разработки. Значение начального пластового давления залежи необхо­димо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Ука­занные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ. Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин. При этом следует исходить из двух основных требований: обеспечения нормальной проходки ствола скважины (без по­глощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, при­хватов труб) и повышения степени совершенства вскрытия 159

	пластов (минимального "загрязнения" продуктивных пластов промывочной жидкостью), т.е. предотвращения снижения производительности пласта по сравнению с его природными возможностями. Природа пластового давления в залежи в значительной ме­ре предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. Соответствие пластового давления гидростатиче­скому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пласто­вое давление будет снижаться относительно замедленно. СГПД1 свидетельствует о замкнутости элизионной водона­порной системы. Снижение пластового давления в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким обра­зом, по значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно ре­шать вопросы о целесообразности применения методов ис­кусственного воздействия на пласты и о времени начала воз­действия. При составлении первого проектного документа на разра­ботку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разра­ботки залежи.
	§ 2. ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Известно, что в недрах месторождений тем­пература возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктив­ные пласты имеют природную (начальную) температуру, зна­чение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения. Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых ус­ловиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следова­тельно, на условия их фильтрации.
	1 Соответствие пластового давления гидростатическому может отличать­ся и в древних элизионных системах, СГПД которых постепенно расфор­мировалось. 160

	В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные из­менения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой, — в результате нагнетания воды, теплофизических и термохимических методов разра­ботки залежей, а также вследствие неизотермических про­цессов фильтрации. Наряду с этим в скважинах и в присква-жинных зонах горных пород при бурении, цементировании и эксплуатации возникают теплообменные процессы, нару­шающие начальное тепловое поле, и для его восстановления требуется продолжительное время — от нескольких суток до месяца и более. Изменение теплового режима пластов может оказывать существенное влияние на условия разработки залежей. Вмес­те с тем изучение вторичных термических аномалий имеет большое значение для контроля за процессом разработки эксплуатационных объектов, за работой пластов в скважи­нах и за техническим состоянием скважин. В связи с этим изучение теплового режима как при подготовке месторожде­ния к разработке (для обоснованного подсчета запасов всех компонентов залежей и проектирования разработки), так и при его разработке имеет большое значение. Термометрические методы исследования скважин и плас­тов довольно глубоко обоснованы теоретически и экспери­ментально российскими (В.Н.Абрамов, А.Л. Абрукин, В.Н.Дах-нов, Д.И. Дьяконов, А.Ю. Намиот, Н.Н. Непримеров, Н.А. Оги-льви, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк и др.) и зарубежными уче­ными. Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при раз­работке вторичных аномалий температуры. Процесс изуче­ния природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, опре­деление температуры в кровле продуктивных пластов, пост­роение геолого-геотермических профилей и геотермических карт. Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади. По­скольку в действующих и даже только что пробуренных 161

	скважинах температурные условия отличаются от начальных, температурные замеры проводят преимущественно в про­должительно простаивающих скважинах — наблюдательных, пьезометрических и законченных бурением, но ожидающих ввода в эксплуатацию. Время, необходимое для восстановле­ния теплового равновесия после бурения и цементирования, должно быть обоснованно специальными исследованиями. Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электри­ческим, самопишущим и другими приборами, а также мак­симальным ртутным термометром проводят измерение тем­пературы с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в ос­тальной его части. По данным температурных исследований строят термо­грамму, т.е. кривую, отражающую рост естественной темпе­ратуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Го. Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого-геотермический разрез скважины (рис. 49). На гео­терме обычно выделяются прямолинейные участки с разны­ми углами наклона, отвечающие геолого-стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород.
		Рис. 49. Геолого-геотермичес­кий разрез скважины (по В.А. Луткову): а, б, в, г — литолого-стра­тиграфические пачки пород

	С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента — частные и среднее взвешенное. Геотермический градиент АГ характе­ризует изменение температуры при изменении глубины на 100 м. Частным называют значение геотермического градиента в пределах литолого-стратиграфической пачки, характеризую­щейся утлом наклона соответствующего ей отрезка геотер­мы. Пример определения частных значений геотермического градиента для пачек а, б, в и г показан на рис. 49. Указан­ным пачкам соответствуют геотермические градиенты АГа, АГ6, АГВ, АГГ. Для определения частного значения геотермиче­ского градиента температуру на границах литолого-стратиграфической пачки берут в точках пересечения соот­ветствующего прямолинейного отрезка геотермы с граница­ми пачки. Так определены значения температуры it и t2 в кровле и подошве пачки a, t4 — в подошве пачки в, t5 — в подошве пачки г. В случаях, когда границы литологической пачки не пересекаются соответствующим прямолинейным отрезком геотермы, температуру на границе пачки принима­ют в точке, полученной в результате экстраполяции соответ­ствующего отрезка геотермы до границы пачки. Таким путем определены значения температуры t2, t3 и i4 в кровлях пачек ·, ‚ Ë „. Среднее взвешенное значение геотермического градиента А Г характеризует начальную температуру геологического разреза в целом от нейтрального слоя до забоя скважины:
	где АГ, — частные значения геотермического градиента; Л, — толщины соответствующих литолого-стратиграфических па­чек пород; п — количество выделенных в геологическом разрезе пачек. Средние взвешенные значения геотермических градиентов различны для геологических разрезов разных участков зем­ной коры. По данным М.А. Жданова, для грозненских мес­торождений они составляют 8 —12 °С, для Апшеронского п-ова — 3 — 5 °С, для ряда месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции — 1 — 1,2 °С. С помощью геоло­го-геотермического разреза определяют также значения гео­термической ступени — толщины разреза недр в метрах, соответствующей изменению температуры на 1 °С. 163

	Наиболее полная температурная характеристика геологи­ческого разреза месторождения в целом или его определен­ной части может быть получена с помощью серии геолого-геотермических профилей (рис. 50). Изменение температуры продуктивного пласта по площа­ди хорошо иллюстрируется геотермической картой (картой изотерм) по кровле пласта (рис. 51). При многопластовом строении эксплуатационного объекта карты изотерм следует строить по кровле каждого из пластов. Природная темпера­тура в кровле пласта обычно имеет различные значения на разных участках залежи. В пределах антиклинальных подня­тий она возрастает от сводовой части к периферии залежи в соответствии с увеличением глубины залегания пород. На этом фоне могут быть аномалии, обусловленные особеннос­тями перемещения пластовых вод в водонапорной системе, возможной гидрогазодинамической сообщаемостью частей разреза с неодинаковой температурой на отдельных участках месторождений и другими причинами. Соответственно гео-
	240 200 160
	-900 -950 -J000 -1050 -1100 -1150 -1200 Н.м
	Рис. 50. Схематический геолого-геотермический профиль месторождения Узень (по ВЛ. Луткову): 1 — непроницаемые разделы между горизонтами; 2 — изотермы, °С; XIII — XVII — продуктивные горизонты 164

	,6 ^ „--"-■">' \ О5М ^        055,6 ^*»
	Рис. 51. Геотермичеамя карта по кровле горизонта XIII месторождения Узень (фрагмент, по В.А. Луткову): 1 — скважины (цифры у скважин — природная температура в кровле плас­та, °С); 2 — изотермы, °С; 3 — изогипсы, м; 4 — предполагаемое дизъюнк­тивное нарушение; 5 — внешний контур нефтеносности
	термы скважин на разных участках месторождения могут различаться. Причины изменчивости природной температуры в пределах каждого месторождения следует тщательно изу­чать.
	§ 3. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Природным режимом залежи называют со­вокупность естественных сил (видов энергии), которые обес­печивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям до­бывающих скважин. Учение о природных режимах нефтяных пластов создано 165

	главным образом российскими учеными на базе теоретичес­ких исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под дей­ствием ее массы; напор контурной воды в результате упруго­го расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодона-порный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенно­го газа, гравитационный. В газовых и газоконденсатных залежах источниками энер­гии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упрутоводогазонапорный режимы. Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геоло­го-физической характеристикой залежи — термобарически­ми условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; сте­пенью гидродинамической связи залежи с водонапорной сис­темой. На режим пласта существенное влияние могут оказы­вать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима за­висят интенсивность падения пластового давления и, следова­тельно, энергетический запас залежи на каждом этапе разра­ботки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объ­ема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходи­мо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов пер­форации, а также при обосновании рационального комплек­са и объема геолого-промысловых исследований для контро­ля за разработкой. Природный режим при его использова­нии обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важ­ных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристи- 166

	ка технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природ­ного режима позволяет решить один из центральных вопро­сов обоснования рациональной системы разработки нефтя­ных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресур­сов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь? Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризу­ется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда сква­жин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи. Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из ви­дов природной энергии. Нефтяные залежи. При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедря­ется в залежь и относительно быстро полностью компенси­рует в объеме залежи отбираемое количество нефти и по­путной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи по­степенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 52, а). При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют. Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтра-ционным водонапорным системам, при хорошей гидродина­мической связи залежи с законтурной зоной пласта и с об­ластью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при сле­дующих геологических условиях: больших размерах закон­турной области; небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однород­ном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических наруше­ний, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязко­сти пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктив­ного горизонта, благодаря чему они могут полностью ком­пенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важ­нейших предпосылок действия водонапорного режима — зна­чительная разница между начальным пластовым давлением и 167

		V
		1 II /1 стадия / \ Л" IV /l ,' III \ . стадия стадия f ^ i | 0,1 0,3 0,5 0,7|.ш Основной период разработки
	Рис. 52. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапор­ном режиме: а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика ос­новных показателей разработки. 1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК,,,,, — начальное, ВНК,^ — текущее; ВНКК — конечное; давление: рПЛ — пластовое, рнос — насыщения; годовые отборы: дк — нефти, дж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; А^вли ~~ коэффициент извлечения нефти
	давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с други­ми факторами превышение текущего пластового давления нал давлением насыщения на протяжении всего периода раз­работки и сохранение газа в растворенном состоянии. Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 52, б): тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относи­тельно небольшое снижение его при увеличении отбора, не­изменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жид­кости из залежи; область снижения давления обычно ограни­чивается площадью залежи; практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора; достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в пе­риод высокой стабильной добычи нефти, называемый II ста­дией разработки, — до 8 — 10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период раз­работки (за первые три стадии) около 85 — 90 % извлекаемых запасов нефти; 168

	извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонеф-тяной фактор — ВНФ) может достигать 0,5 — 1. При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0,6 — 0,7. Это обуслов­лено способностью воды, особенно пластовой минерализо­ванной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно бла­гоприятных геолого-физических условий, в которых действу­ет рассматриваемый режим. Водонапорным режимом харак­теризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Са­ратовской областей и некоторых других районов. Упруговодонапорный режим — режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным ис­точником энергии при этом служит упругость пород-коллек­торов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в за­лежь водой. В результате снижение давления в пласте посте­пенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пласто­вой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незна­чительны, однако при больших размерах области сниженно­го давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энер­гии. Объем нефти АУН, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на Ар*, можно выразить формулой аун = д к + д у; = унлрТн + v^Ap'p;,                                (vn.ii)
	где AV^, АУН" — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пла­ста; VH, VB — объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей плас­та; Рн' Рв ~~ коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях (Р* = kjim + Рс, где icH — средний коэффициент пористости; Рж, Рс — коэффициенты объемной упругости жидкости и породы). Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной 169

	области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объе­мом залежи относительно водоносной области. Упруговодонапорный режим может проявляться в различ­ных геологических условиях. Им могут обладать залежи ин-фильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, понижен­ной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внед­ряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизи-онным водонапорным системам. Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за преде­лами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обя­зательным условием является превышение начального пласто­вого давления над давлением насыщения. Перфорация нефтенасыщеннои части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме. Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (см. рис. 52, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неиз-влекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 53) имеет и сходства с ди­намикой водонапорного режима, и отличия от нее. Основное сходство состоит в том, что на протяжении все­го периода разработки промысловый газовый фактор оста­ется постоянным вследствие превышения пластового давле­ния над давлением насыщения. Отличия заключаются в сле­дующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (см. рис. 53), в результате отбор жидкости при падении дав­ления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интен­сивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 54 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с отно­сительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость 170

	Рис. 53. Динамика основ­ных показателей разра­ботки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме. Условные обозначения см. на рис. 52
	0,1 0,2 0,3 0,4 Основной период разработки		0,5 0,6 kY
	резко снижается в законтурной области, или имеются дизъ­юнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи. Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной области (залежь лито-логического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим. При элизионном характере водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соот-
	Рис. 54. Зависимость дина­мического пластового дав­ления рПЛ от накопленной добычи жидкости Ож при упруговодонапорном ре­жиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной об­ласти: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтур­ная область практически отсутствует
	171

	ветствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты из­влечения нефти и темпы разработки. Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 — 7% в год от НИЗ (см. рис. 53). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением про­дукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонеф-тяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 — 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5 — 0,55. В связи со значительными различи­ями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем до­вольно широк. Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых зале­жей Малгобек-Вознесенского и других месторождений Гроз­ненского района, Восточной Украины и других районов. Газонапорный режим — это режим нефтяной части газо­нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответст­вующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газо­вой шапки может несколько активизироваться в связи с по­ступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку. Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть рез­кое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие текто­нических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геоло­гические условия, способствующие проявлению газонапорно­го режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значи­тельная высота нефтяной части залежи; высокая проницае- 172

	мость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-ЗМПа-с). Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокра­щается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефте­носности остается постоянным (рис. 55, а). С целью предотвращения преждевременных прорывов га­за в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК. При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рис. 55, б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и неф­тяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II ста­дии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. По­этому при равных балансовых запасах и равных темпах раз-
		1 НК нач ГНКтек гнкк S. ВНК н ач 4-PV
		0,1 0,2 0,3 0,4 Аизвл. н Основной период разработки
	Рис. 55. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме: а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика ос­новных показателей разработки. 1 — газ; 2 — запечатывающий слой на границе ВНКН0Ч; положение ГНК: ГНКН0Ч — начальное, ГНКтек — текущее, ГНК,. — конечное; остальные условные обозначения см. на рис. 52
	173

	работки абсолютная величина годовой добычи при газона­порном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравни­тельно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опере­жающим перемещением газа по наиболее проницаемым час­тям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом ви­де газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах. Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разра­ботки ниже давления насыщения, в результате чего газ выде­ляется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, рас­ширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной облас­ти, при близких или равных значениях начального пластово­го давления и давления насыщения, при повышенном газосо­держании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтена-сыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 56). Плас­товое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значе­ниями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор неко­торое время остается постоянным. Затем с увеличением ко­личества выделяющегося газа фазовая проницаемость для не­го возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в сква­жины поступает газ, выделившийся из нефти, не только из­влекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дега­зация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пласто- 174

	Рис. 56. Динамика основ­ных показателей разработ­ки нефтяной залежи при режиме растворенного газа. Условные обозначения см. на рис. 52	\		IV стадия
	0,1 0,2 Основной период разработки		0,3 0,4
	вой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее значение про­мыслового газового фактора намного (в 4 —5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. До­быча нефти после достижения ее максимального уровня сра­зу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продол­жается обычно всего один-два года. Нефть добывают практи­чески без воды. 175

	Для режима характерно образование возле каждой сква­жины узких воронок депрессии, что вызывает необходи­мость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэф­фициент извлечения нефти не превышает 0,2 — 0,3, а при не­большом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15. Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др. Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может дейст­вовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завер­шения действия режима растворенного газа, т.е. после дега­зации нефти и снижения пластового давления. Его проявле­нию способствует значительная высота залежи. Нефть в пла­сте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Ди­намика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 57, б. Нефть отбирается очень низкими темпами — ме­нее 2 — 1 % в год от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме рас­творенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рас­сматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мега-паскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы ку­бометров в 1 м3. Гравитационный режим в практике разработки место­рождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравита­ционный режим практически не проявляется. Газовые и газоконденсатные залежи. При газовом режи­ме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии дав­ления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной 176

		внкнач	Гравитационный резким
	0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 Аизвл. „
	Рис. 57. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитацион­ном режиме: а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годо­вых отборов нефти дн; 1—3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти; остальные условные обозначения см. на рис. 52, 55.
	выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при от­сутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водо­напорной системы. При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пу­стотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления. Пластовое давление залежи рпд в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (puJZ) — 2 Q, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; 2 Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего пе­риода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямоли­нейной. Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи 177

	до 8—10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происхо­дит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извле­чения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых ме­сторождений нашей страны. Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом ре­жиме напор краевой воды всегда сочетается с действием уп­ругих сил газа. Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный пери­од времени, к объему газа в пластовых условиях, отобран­ному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в за­лежь 0,2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на по­верхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения ука­зывают на большую роль водонапорной составляющей ре­жима. При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсив­ность падения давления возрастает при невысокой активнос­ти законтурной области (при приуроченности залежи к эли-зионной водонапорной системе, при пониженной проницае­мости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин. Действие упруговодогазонапорного режима сопровождает­ся постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое плас­товое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необхо­димость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и не­равномерности отбора газа из прослоев с разной проницае- 178

	мостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффици­енты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газо­вом режиме, диапазон их значений может быть весьма ши­роким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неодно­родности продуктивных пластов. Смешанные природные режимы залежей. При рассмот­ренных природных режимах залежей с одним преобладаю­щим видом энергии относительно небольшое действие ока­зывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтя­ных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи; при газона­порном режиме заметное действие оказывает режим раство­ренного газа и т.д. Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными. В газонефтяных залежах природный режим часто слагает­ся из одновременного действия напора краевых вод и газо­вой шапки (залежь бобриковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодар­ском крае и др.). Упрутоводогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на раз­ных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления. В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5— 10 % из­влекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление па­дает ниже давления насыщения, и основное значение приоб­ретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири и АР-)- Изучение природных режимов залежей. В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием 179

	природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно активным упру-говодонапорным режимом, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Малоэффектив­ные природные режимы в самом начале разработки нефтя­ных залежей преобразуют в более эффективные путем ис­кусственного воздействия на пласт. Поэтому природный ре­жим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко вре­мени составления первого проектного документа на разра­ботку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее экс­плуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водона­порной системы в целом и геолого-физической характерис­тики самой залежи. Изучение водонапорной системы предусматривает выясне­ние региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, эли-зионная) и ее размеров, положения областей питания и сто­ка, расположения залежи в водонапорной системе относи­тельно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений и др.). По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемости залежи с законтурной об­ластью, о строении и свойствах пласта-коллектора в преде­лах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых неф­ти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта. Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении ре­жима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи. В случаях, когда косвенных геологических данных оказы­вается недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную пробную (опытную) эксплуа­тацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за пове- 180

	дением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уде­лять изучению взаимодействия залежи с законтурной облас­тью и активностью последней путем наблюдения за давлени­ем в законтурных (пьезометрических) скважинах. При рас­положении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и ха­рактер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэто­му кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины (см. главу XI). Газовые залежи разрабатывают без искусственного воз­действия на пласт, поэтому промышленная добыча газа мо­жет быть начата, когда возможный режим залежи по кос­венным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение при­родного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономер­ностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природ­ного режима используют данные начального периода разра­ботки залежи. В этот период устанавливают характер кривой, отражаю­щей зависимость {pm/Z) — 2 Q. Учитывая, что прямолиней­ную зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспе­чивать получение дополнительных данных. Так, следует орга­низовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизи­ческих методов и путем наблюдения за обводнением скважи­ны. Обязателен контроль за поведением давления в пьезоме­трических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность плас­тового давления в этих скважинах указывает на то, что зна­чительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый ре­жим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической свя­зи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т.е. об упруговодогазонапорном режиме последней. 181

	Глава VIII ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА § 1. ПОНЯТИЕ "ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ" Запасами нефти, газа или конденсата называ­ется их количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, любой части каждого из указанных геологических тел, месторожде­ния, группы месторождений и т.п. Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов. Объект, в кото­ром подсчитываются запасы, называют подсчетным. Запасы нефти и газа — важнейший показатель значимос­ти залежи, месторождения, района и т.п. Чтобы единообразно оценивать и учитывать запасы, госу­дарственная комиссия по запасам (ГКЗ) разрабатывает клас­сификации запасов и инструкции по их применению. На классификации запасов основана система государственного учета количества, качества, степени изученности, условий за­легания и промышленного освоения запасов, а также сведе­ний о добыче и потерях нефти, газа и конденсата при раз­работке месторождений. В настоящее время в стране действует Классификация за­пасов месторождений, перспективных и прогнозных ресур­сов нефти и горючих газов, утвержденная в 1983 г. Классификация запасов обеспечивает единые принципы подсчета запасов нефти и газа в недрах по категориям, исхо­дя из степени изученности этих запасов и их подготовленно­сти для промышленного освоения. Запасы относят к той или иной категории в соответствии с надежностью их определе­ния, которая зависит от геологических условий и степени изученности подсчетного объекта. Категории запасов — интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежи или ее части к раз­работке. При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2. Условия отнесения запасов к той или иной из ука­занных категорий определяются Инструкцией по примене- 182

	нию классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Согласно действующей Классификации, запасы месторож­дений нефти и газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в на­стоящее время экономически целесообразно, и забалансо­вые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невоз­можно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые. В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конден­сата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых за­пасов, которую экономически целесообразно извлечь из пла­ста при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа. Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата. Начальные балансовые (соответственно начальные извле­каемые) запасы УВ — это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно те­кущие извлекаемые) запасы — это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей. Подсчетом начальных запасов завершается цикл геолого­разведочных работ и начинается этап подготовки залежи уг­леводородов к вводу в промышленную разработку. Очевидно, что запасы нефти и газа представляют собой величину, производную от формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов не только количественно, но и с точки зрения условий их извлечения в процессе разработки зависит от того, насколько правильно составлена статическая модель залежи. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения зале­жей, которые играют значительную роль при выборе систе­мы разработки и неучет которых может существенно ска­заться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти. Из сказанного видно, что подсчет запасов — одна из важ­нейших задач нефтегазопромысловои геологии, при решении которой изучают внутреннюю структуру подсчетного объек- 183

	та, выделяют его геологические тела и изучают их свойства, положение границ и взаимосвязь. Он служит основой для выделения балансовых, забалансовых и извлекаемых запасов, а также для составления технологической схемы разработки. Важную роль играет пересчет начальных запасов в про­цессе разработки, выполняемый, как правило, в условиях, когда по залежи накоплен уже большой объем геологической инфорации и имеется значительный опыт ее эксплуатации. Пересчет производится обычно перед составлением каждого нового проектного документа на дальнейшую разработку. Обобщение геологической информации при пересчете позво­ляет детализировать статическую модель залежи. Это дает возможность внести в принятую систему разработки необхо­димые коррективы, способствующие повышению ее эффек­тивности. Кроме того, сравнительный анализ результатов подсчета и пересчета запасов одной и той же залежи служит источником важной информации для усовершенствования методов разведки, подсчета запасов и разработки залежей.
	§ 2. ГРАНИЧНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта. Для выявления внутренней структуры залежи необ­ходимо знать положение границ между коллекторами и не­коллекторами, проводимых по кондиционным значениям ем-костно-фильтрационных свойств пород. Кондиционными называют граничные значения свойств нефтегазонасыщенных пород, разделяющих их на коллекто­ры и неколлекторы, а также на коллекторы с разными промысловыми характеритиками. Эти граничные значения называют также нижними пределами значений свойств про­дуктивных коллекторов. В настоящее время накоплен значительный опыт обосно­вания предельных значений параметров нефтегазонасыщен­ных пород, который используется при подсчете запасов, но применяемые методы требуют дальнейшего развития. Большинство способов позволяет устанавливать кондици­онные значения проницаемости пород, отдельные методы предназначены для определения кондиционных значений по­ристости или нефтенасыщенности. Проведение границ между коллекторами и неколлекторами или между коллекторами 184

	разной продуктивности по кондиционным значениям разных свойств дает неодинаковые результаты, так как связи между различными свойствами пласта носят стохастический харак­тер — фиксированному значению одного параметра соответ­ствует несколько значений других параметров. Например, породы с одинаковыми значениями коэффициента проница­емости могут различаться по значениям коэффициентов по­ристости, нефтегазонасыщенности, коэффициента вытесне­ния и др. Пропластки с одинаковой проницаемостью или по­ристостью различаются по значениям удельных коэффициен­тов продуктивности. Нередки случаи, когда из пород, по гра­ничным значениям проницаемости отнесенных к неколлек­торам, получают промышленные притоки нефти, а из пород, по граничным значениям пористости отнесенных к коллек­торам, притоков не получают. В связи со сказанным, а также вследствие значительной сложности задачи пока нет общепринятой методики установ­ления кондиционных значений свойств нефтегазонасыщен-ных пород. Большинство исследователей пришло к выводу, что для определения границы между коллекторами и некол­лекторами следует использовать геофизические показатели, отражающие совокупность сложно взаимодействующих свойств пород, или какой-то комплексный параметр, харак­теризующий емкостно-фильтрационные свойства породы одним числом. Предельные значения параметров коллекто­ров необходимо обосновать в каждой скважине для каждого пласта или прослоя на основе комплексного использования данных лабораторного анализа керна, геофизических и гид­родинамических исследований скважин.
	§ 3. КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимо­действия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процес­сом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других пара­метров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов 185

	можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов. Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), ко­торая может быть извлечена (при применении наиболее эф­фективных в данных геолого-физических условиях техноло­гий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований ох­раны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конден­сата соответственно коэффициентами извлечения газа и кон­денсата. Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется спе­циализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государствен­ной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объек­там не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. Остановимся подробнее на физической сущности коэф­фициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета. В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность — QH3BA, к балансовым запасам нефти залежи CW: КИН = 0извд/0бад. Коэффициент извлечения за все время разработки зале­жи называется конечным, за некоторый промежуток време­ни с начала разработки — текущим. Имеется несколько способов расчета конечного (проект­ного) КИН: статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей меж­ду конечными КИН и определяющими его различными геоло­го-физическими и технологическими факторами; покоэффициентный, основанный на определении значе­ний ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки; основанный на технологических расчетах показателей не- 186

	скольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных матема­тических моделях конкретной залежи нефти. Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому ме­тоду конечный КИН обычно выражается в виде произведе­ния трех коэффициентов — вытеснения (Квыт), охвата про­цессом вытеснения (Кохв) и заводнения (К^): КИН = КВЫТКОХВКЗЭВ. Коэффициент вытеснения — это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полно­го обводнения получаемой жидкости) промывке объема пус­тотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно до­стигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения Квыт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием мо­дельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для эксперимента, получают значе­ние Квыт, характеризующееся высокой степенью надежности. Коэффициент охвата Кохв — это отношение объема пус­тотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охва­ченного процессом вытеснения), к общему объему простран­ства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распростране­ния коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статис­тических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными за­лежами нефти. Коэффициент заводнения Кзав характеризует потери неф­ти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за пре­кращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соот­ношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надеж­ных методов расчета Кзэв не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие 187

	на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределен­ность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутстви­ем надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям. Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, вли­яющие на конечный КИН, позволяет третий способ — гео­лого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ. С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчи­вость свойств коллекторов по объему залежи. Эти модели представляют собой совокупность нескольких десятков тысяч элементарных ячеек, каждая из которых несет информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных плас­тов в объеме залежи. Высокая надежность подобных моделей достигается также адаптацией их к прошедшему фактичес­кому периоду эксплуатации залежи, если таковой уже был. Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения неф­ти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с по­мощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатацион­ного объекта, показывающая прогнозное изменение во вре­мени: насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом; пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти; дебитов скважин и обводненности добываемой в них про­дукции. При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафик­сировать состояние залежи на любой момент времени. В ре­зультате получают расчет проектных технологических пока­зателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки. Значение конечного КИН определяют для нескольких ва­риантов системы разработки; он во многом является показа- 188

	телем эффективности проектируемой системы, которая за­висит от того, насколько полна та или иная система разра­ботки соответствует конкретным геолого-физическим усло­виям реального объекта разработки. Соответственно этому проектирование разработки пред­ставляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэф­фициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимиза­ционная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим по­ложением коэффициент извлечения нефти и все другие пока­затели разработки обоновываются не менее чем по трем ва­риантам разработки, которые различаются способами воз­действия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбу-ривания объектов. При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепен­ные. В этом случае обоснованное значение КИН можно на­звать технологическим. Если доминирует экономический критерий, предусматри­вающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим. Технологический коэффициент нефтеизвлечения до пере­хода к рыночной экономике принимался в качестве единст­венного конечного. Достижение этого коэффициента требовало максималь­ного использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планово­го хозяйства это было оправдано. В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно эко­номический подход, учитывающий современную конъюнкту­ру на рынке нефти и действующее налоговое законодатель­ство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр. Различия в технологических и экономических значениях 189

	КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей. В случае весьма неблагоприятных экономических показа­телей, при крайне низкой продуктивности залежи или на за­вершающей стадии разработки, действующее законодатель­ство допускает уменьшение обязательных налогов и плате­жей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению. В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффи­циентом нефтеизвлечения. В заключение следует отметить, что в настоящей главе сведения о запасах углеводородов приведены в том весьма сокращенном виде, который необходим для последующего изложения вопросов промысловой геологии нефти и газа. В полном объеме важная и обширная проблема изучения запасов УВ подробно излагается в курсе "Методы подсчета запасов оценки ресурсов нефти и газа" и в соответствующем учебнике.