Наклонные водонефтяные контакты

Во многих залежах водо-нефтяной контакт наклонный. Наклон контакта обычно измеряется несколькими футами на милю, но иногда достигает 800 футов на 1 милю и даже больше, т. е. примерно соответствует наклону в 8°. Наклон контакта нефти и газа с водой приводит к смещению залежей вниз, в сторону одной из периклиналей ловушки; это может оказаться весьма существенным фактором для разведки залежи: если наклон водо-нефтяного контакта (ВНК) установлен на ранней стадии разведки, можно избежать бурения излишнего количества непродуктивных скважин. Если наклон ВНК очень велик, то залежь может быть смещена так далеко, что наиболее высокая часть структуры окажется непродуктивной или будет содержать только газ, а вся нефтяная залежь расположится на периклинали структуры. В процессе поисковых работ такие залежи могут быть пропущены, если скважины ориентировались лишь на присводовую часть структуры. В некоторых случаях наклон ВНК становится настолько большим, что залежь нефти или нефти и газа полностью вытесняется из данной структуры. Такая ловушка называется промытой и является непродуктивной. Ниже приводятся некоторые примеры наклонных ВНК.

Залежь Кейро в округе Юнион, штат Арканзас, представляет особенный интерес, поскольку наклон ВНК в этой залежи произошел, по-видимому, в результате искусственно созданного градиента гидравлического потенциала, образовавшегося вследствие разработки в течение 10-20 лет расположенного по соседству месторождения Шулер [2]. Залежь Кейро расположена примерно в 3 милях (5 км) выше по региональному наклону от крупного месторождения Шулер, хотя гипсометрически эта залежь ниже, чем сводовая часть месторождения Шулер. В обоих случаях продуктивны оолитовые известняки Рейнолдс формации Смаковер (юра). Однако месторождение Шулер было открыто на 20 лет раньше, чем залежь Кейро. В течение этого времени

Фиг. 12-8. Залежь Кейро,, округ Юнион, Арканзас [2, стр. 1956, 1966, 1972]. Сплошными линиями показана кровля продуктивных юрских известняков Смаковер (сечение изолиний через 25 футов), пунктиром ‑ положение ВНК (сечение изолиний через 50 футов). Вверху приведен разрез центральной части залежи; стрелкой удесь показано направление движения воды; 1 - начальное положение BHK; 2 - современное положение BHK. Наклон плоскости BHK произошел, по-видимому, в течение двадцатилетнего периода, прошедшего от момента открытия месторождения Шулер до открытия залежи Кейро.

пластовое давление в разрабатываемом горизонте месторождения Шулер снизилось на 35 атм и здесь было добыто свыше 7 млн. баррелей нефти и 10 млн. баррелей воды. Очевидно, снижение пластового давления на месторождении Шулер привело к образованию градиента гидродинамического потенциала в направлении этого месторождения, распространившегося во все стороны от него и захватившего район залежи Кейро: после открытия этой залежи оказалось, что плоскость ВНК в горизонте Рейнолдс наклонена в сторону месторождения Шулер. Наклон ВНК составляет примерно 100 футов на 1 милю. Структурная карта залежи Кейро, положение наклонного ВНК и разрез залежи приведены на фиг. 12-8.

Фиг. 12-9. Продольный разрез нефтяного месторождения Нортуэст-Лейк-Крик [30]. Черным цветом показано положение нефтяных залежей, стрелкой - направление движения воды.

Фиг. 12-10. Структурная карта и геологический разрез месторождения Колс-Леви, Калифорния (Davis, Journ. Petrol. Technol., pp. 12, 13, Figs. 1, 2, 1952).

Изолинии кровли репера «N» проведены через 200 футов. Залежь 21-1 приурочена к одному из выклинивающихся вверх по восстанию песчаных пластов зоны Стивене (миоцен). На разрезе виден наклон водо-нефтяного контакта в восточном направлении. Смещение ВНК видно также и на структурной карте.

Залежь на месторождении Нортуэст-Лейк-Крик в бассейне Биг-Хорн в Вайоминге приурочена к известнякам Фосфориа и песчаникам Тенслип, смятым в длинную узкую антиклиналь (длиной 7 миль и шириной 0,5 мили). Залежь нефти в песчаниках Тенслип смещена вниз по погружению складки в северо-западном направлении [30], как это показано на фиг. 12-9. Еще один пример смещенной залежи приведен на фиг. 12-10: песчаники зоны Стивене (верхний миоцен) на месторождениях Норт-Колс-Леви и Саут-Колс-Леви, округ Керн, Калифорния. Наклонные ВНК установлены на месторождениях Френни и Сейдж-Крик в Вайоминге [31] (фиг. 12-11 и 12-12), в залежи Уит в округе Ловинг в Техасе [32] и на месторождении Кашинг в округе Крик, Оклахома [33].

Причины образования наклонных водо-нефтяных контактов могут быть различными [34]. Одной из таких причин считали запаздывание приспособления первоначального ВНК к последнему региональному наклону слоев. Однако это объяснение не вполне удовлетворительно, поскольку во многих регионах последнее складкообразование произошло миллионы лет назад, т.е. прошло достаточно много времени для того, чтобы приспособление положения ВНК к новым гидродинамическим условиям полностью закончилось, в особенности если иметь в виду столь короткое время, которое потребовалось для образования наклонного ВНК в залежи Кейро в Арканзасе.

Фиг. 12-11. Структурная карта и положение залежи Френнн в Вайоминге (Wyoming Geol. Assoc, Wyoming Oil and Gas Field Simposium, 1957). Пример смещения залежи и наклонного водонефтяного контакта.

В некоторых случаях наклон ВНК только кажущийся. Неправильное положение ВНК, обусловленное различными причинами, ошибочно принимается за его наклон. Например, в одних скважинах подошвенная вода может вскрываться на более высоком уровне, чем в других, в результате различных фациальных изменений коллектора, развития мелких разрывов и трещин, неравномерности темпа отбора жидкости в разных скважинах, негерметичности обсадных труб, прорыва краевых вод и образования конусов обводнения. В других случаях в одной и той же залежи, характеризующейся различной водонасыщенностью из-за изменений пористости и проницаемости пород, гипсометрически более высокие скважины могут давать только воду, тогда как другие скважины, вскрывшие пласт несколько ниже, ‑ чистую нефть.

Как показывают специальные исследования¹, наклон водонефтяного контакта, обусловленный влиянием капиллярных сил, обычно невелик.

¹G.A. Hill, неопубликованное сообщение, Станфордский университет, март, 1951.

Фиг. 12-12. Структурная карта и положение залежи Сейдж-Крик в Вайоминге (Wyoming Geol. Assoc, Wyoming Oil and Gas Field Simposium, 1957).

Пример смещения залежи и наклонного водонефтяного контакта.

В случае отсутствия пор капиллярного размера водо-нефтяной контакт в гидростатических условиях представляет собой гладкую ровную поверхность, которую можно назвать плоскостью свободной воды или нулевой плоскостью капиллярного давления. В капиллярных порах вода поднимается до различной высоты под воздействием капиллярного давления. Высота подъема зависит от размера пор над нулевой плоскостью и от плотностей воды и нефти в соответствии с уравнением

h = 2γ cos Θ / (ρw‑ρo)rg ,

где h - высота подъема воды над нулевой плоскостью (см), Θ - краевой угол смачивания, ρ_w и ρ_o - плотности воды и нефти, γ ‑ межфазное натяжение между нефтью и водой, g - ускорение силы тяжести (930 см/сек²), r ‑ радиус капилляра (в см). Из этого уравнения видно, что высота подъема воды, преодолевающей сопротивление нефти, обратно пропорциональна радиусу капилляра при условии, что другие параметры остаются неизменными (фиг. 12-13).

Основным фактором, обусловливающим наклон водонефтяного или газоводяного контактов, является, по-видимому, гидродинамический градиент, проявляющийся в залежи и обусловливающий наклон потенциометрической поверхности. В этих условиях плоскости ВНК и ГВК наклоняются в направлении водного потока. Интенсивность наклона определяется величиной гидродинамического градиента и разностью в плотностях флюидов. (Более подробно с явлениями, связанными с наклонным положением водо-нефтяных и газо-водяных контактов, читатель может познакомиться в других специальных работах [40]).

Фиг. 12-13. Подъем в капиллярной трубке воды, преодолевающей сопротивление нефти в гидростатических условиях (S.Т. Yuster, Tech. Paper 3564. Trans. Am. Inst. Мin. Met. Engrs., 198, p. 150. 1953).

В трубке с меньшим радиусом вода поднимается выше, чем в трубке с большим радиусом. До тех пор пока сохраняются гидростатические условия и не изменяется размер капилляров, водо-нефтяной контакт будет представлять собой ровную гладкую плоскость. Если вдоль водо-нефтяного контакта наряду с грубозернистыми песчаниками располагаются и тонкозернистые разности, ВНК начинает подниматься на несколько футов или более в направлении тонкозернистых песчаников.

Если потенциометрическая поверхность горизонтальна, то пластовое давление во всех точках на одной высоте одинаково и водо-нефтяной контакт горизонтален. Когда потенциометрическая поверхность наклонена, действует гидродинамический градиент, направленный перпендикулярно этой поверхности.

Вода в этом случае движется сквозь породы вниз по наклону потенциометрической поверхности (см. фиг. 12-2). На фиг. 12-14 показано, что наклон потенциометрической поверхности составляет h футов на расстоянии АС (I), или dh/dl. Это значит, что вода движется по пласту от точки F к точке G, поскольку уровень потенциометрической поверхности в точке G ниже, чем в точке F. Небольшое различие в плотностях нефти и воды приводит к тому, что наклон водо-нефтяного контакта становится большим, чем наклон потенциометрической поверхности, но направление этих наклонов совпадает. Вода продолжает двигаться, а нефть остается в положении статического равновесия. Степень наклона водо-нефтяного контакта может быть выражена уравнением

где p_w и р_о - плотности воды и нефти, dZ/dl ‑ наклон водо-нефтяного контакта, dh/dl ‑ наклон потенциометрической поверхности. Если последняя величина известна, можно рассчитать наклон ВНК. На фиг. 12-15 показана номограмма для графического определения угла наклона ВНК при различных значениях наклона потенциометрической поверхности и различных значениях плотности нефти. В нижней части фигуры приведен порядок величины скорости водного потока для различных значений проницаемости песчаных коллекторов. На графике видно, что угол наклона увеличивается с увеличением плотности нефти. Для легких нефтей и газов наклон этот относительно невелик. Векторная диаграмма фиг. 12-16 показывает, что тяжелые нефти характеризуются большим наклоном при одном и том же гидродинамическом градиенте. В гидростатических условиях поверхность водо-нефтяного контакта горизонтальна, т.е. направлена под прямым углом к вертикальному направлению сил всплывания.

Фиг. 12-14. Схематический разрез, показывающий соотношения между наклонами плоскости ВНК и потенциометрической поверхности.

Стрелками показано направление движения воды.

Литологические и стратиграфические барьеры¹

Литологическими барьерами (экранами) называются такие препятствия на пути миграции нефти и газа, которые связаны с уменьшением проницаемости латерально вверх по восстанию пластов. Эти барьеры могут быть как самостоятельными ловушками, так и дополнительными факторами, способствующими удержанию нефти

¹Данный раздел в английском оригинале называется «Stratigraphic Barriers». Это требует пояснения. А. Леворсен, как и другие американские авторы, называет ловушки выклинивания коллекторов (не связанного с экранированием тектоническими разрывами) стратиграфическими. В СССР среди такого рода ловушек различают собственно литологические, связанные с фациальным, первичным выклиниванием коллектора (или потерей породой коллекторских свойств), и стратиграфические, связанные с перерывами в седиментации и обусловленные вторичными выклиниваниями пластов.

Соответственно «стратиграфические барьеры» (экраны) А. Леворсена отвечают нашим литологическому (в одних случаях) и стратиграфическому (в других случаях) выклиниванию. - Прим. ред.

Фиг. 12-15. Номограмма для определения угла наклона водонефтяного контакта для различных наклонов потенциометрической поверхности и различной плотности нефти (в градусах API) (G.А. Hill, неопубликованное сообщение). Внизу приведены величины скорости движения воды для различных значений проницаемости песчаников (K - в миллидарси).

Фиг. 12-16. Векторная диаграмма, показывающая влияние гидродинамических условий на различные нафтиды.

Гидродинамические силы (ρ_w×g×dh/dl) характеризуются векторами, параллельными пластам (BF, CG, DH), соответственно для нефтей с плотностями 40°API (0,934) и 20°API (0,825) и для газа. Силы плавучести характеризуются вектором, направленным вертикально вверх. Его величина варьирует в соответствии с изменением разницы в плотностях воды и нефти (ρ_w‑ρ_о)^g. Чем больше разница в плотностях, тем больше и силы плавучести. AD ‑ вектор плавучести для газа (плотность 80°API) в водной системе; АС ‑ вектор всплывания для нефти плотностью 40°API; AB - вектор всплывания для нефти плотностью 20°API. При совместном действии гидродинамических сил и сил плавучести результирующими векторами для нефтей с плотностью 20 и 40°API и газа с плотностью 80°API являются соответственно векторы AF, AG и АН. Плоскости водонефтяных контактов (JO, KN и LM) перпендикулярны этим результирующим векторам.

и газа в ловушках других типов. Фациальные изменения, трансгрессивное залегание слоев, вторичная цементация, растворение, трещиноватость ‑ все это может привести к изменениям проницаемости коллектора, отражающимся тем или иным образом на залежи нефти и газа. Чтобы образовался литологический экран, совсем не обязательно полное исчезновение проницаемости. Даже небольшое уменьшение проницаемости может привести к такому повышению входного капиллярного давления, что подобный участок становится барьером, приостанавливающим дальнейшее движение нефти и газа. [Возникает ловушка выклинивания].