3.2 ПРОМЫСЛОВЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЕЛИЧИНЫ СМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА И НЕФТИ И ВЫСОТЫ ИХ КОНТАКТОВ

Б.П. Акулинчев

Фрагмент главы 3 (стр. 104-107) монографии «Технология газопромысловых гидрогеологических исследований» М. «Недра», 1997. Авторы: В.П.Ильченко, Б.П.Акулинчев, Ю.Г. Гирин, В.С.Гончаров, Л.М.Зорькин, Е.Ф.Карпюк, В.М.Кирьяшкин, В.Г.Козлов, Т.В.Левшенко, О.И.Леухина, Г.П.Лысеник, Н.М.Петухова, К.Е.Питьева, О.М.Севастьянов, Р.Г.Семашев, О.И.Серебряков, В.А.Сиротюк, Е.В.Стадник, А.А.Темиров.

На состояние гидродинамического поля вокруг месторождений газа и  нефти  влияет не только их разработка, но и внешние силы. Из практики режимных гидрогеологических наблюдений на промыслах известно, что статические уровни  воды  подвержены колебательным движениям. Было установлено, что это обуслов­лено влиянием приливно-отливных течений, изменениями атмос­ферного давления и другими причинами изменения внешней наг­рузки на пласт.

В нефтегазовой гидрогеологии на возможность использования этих явлений для установления наличия в исследуемых пластах газовых или газонефтяных залежей еще в начале 50-х годов указывал В.П. Яковлев (1953). Он дал объяснение физической сущности происходящего, показал, что часть нагрузки воспри­нимается флюидом, а другая - породой. Поэтому изменения уровня воды в наблюдательных скважинах всегда меньше изме­нений внешней нагрузки. На основе промысловых исследований В.П. Яковлев показал, что коэффициент кажущейся сжимаемости нефти с газом не может превышать коэффициента ее истинной сжимаемости более чем в 1,5 раза.

Основываясь на этих положениях, Ю.П. Гаттенбергер, И.К. Зерчанинов, В.П. Дьяконов и О.В. Куренков (1971) пред­ложили способ поисков газовых, газоконденсатных и газонеф­тяных залежей. Суть его заключается в том, что в любой сква­жине, давшей приток пластовой воды, одновременно регистри­руют колебания статического уровня и естественные колебания атмосферного давления. В скважине с открытым устьем повыше­ние давления вызывает понижение уровня, а его снижение при­водит к росту статического уровня. В скважинах с загерметизированным устьем, когда изменения барометрического давления передаются на воду только через толщу пород, направленность колебаний совпадает. Изменения уровня ?Н будут близки к из­менениям барометрического давления ?р в случае близости опробываемой скважины к газовой залежи. Для газонефтяной залежи отношение ?Н/?р, согласно выводам В.П. Яковлева (1953), будет не менее 0,66. Меньшие значения указывают на отсутствие газонефтяных залежей. В сравнении с другими спо­собами этот более эффективен, так как заключение о перспек­тивности ловушки или присутствии залежей-спутников   можно дать по результатам исследований даже одной скважины, но из-за ряда недостатков он не нашел достаточно широкого рас­пространения.

Использование изменений атмосферного давления в качестве изменяющейся внешней нагрузки неоправданно затягивает время исследований и снижает их точность, так как барометрическое давление меняется медленно, и его колебания обычно составляют единицы, реже десятки сантиметров водяного столба, что услож­няет возможности их регистрации. Близость отношения ампли­туды колебаний Н и р к единице необходимое, но еще недоста­точное условие существования тесной причинной связи между изменениями нагрузки и колебаниями уровня, так как не исключена случайность такого совпадения (рис. 3.14). Способ Ю.П. Гаттенбергера (1971) не учитывает естественного запаз­дывания реакции, зависящего от параметров пласта, свойств флюидов и расстояния до газоводяного контакта (ГВК). Все это снижает достоверность и надежность поисков, может приводить к ложным оценкам.

Рис. 3.14. Графики колебаний внешней нагрузки ?р и уровней воды ?h в скважинах

(Составил Б.П. Акулинчев, 1983 г.):

1 - колебания внешней нагрузки, 2 - необработанная кривая изменения уровня,

3 - смещенная кривая изменений уровня, 4 - фиктивная кривая из­менений уровня,

5 - значение коэффициента корреляции между кривыми (7) и (3).

В какой-то мере эти проблемы попытались решить Г.Ю.Валуконис, Г.В.Лизанец и Л.Г.Каретников (1980). Они ре­комендуют изменения уровней регистрировать одновременно не в одной, а в нескольких наблюдательных скважинах при резкой смене атмосферного давления. Сравнивая изменения уровней, можно определить расстояние до газоводяного или газонефтя­ного контакта. Однако для осуществления этого способа тре­буется, чтобы в направлении предполагаемой ловушки наблю­дения велись не менее, чем в двух скважинах. Таким образом, этот способ становится идентичным традиционным гидро­геохимическим методам установления градиентов показателей нефтегазоносности по большому числу испытываемых скважин.

В целях повышения надежности и достоверности поисков при одновременном сокращении затрат времени и средств на их про­ведение в СевКавНИИгазе совместно с ВНИИнефти разработан бо­лее совершенный способ (Б.П.Акулинчев, Ю.П.Гаттенбергер, 1983). Он отличается тем, что колебания внешней нагрузки можно как создавать искусственно - известными методами, при­меняемыми, например, при экспресс-исследованиях (нагнетание и стравливание газа, налив и откачка и т.п.), благодаря чему увеличивается амплитуда колебаний нагрузки и уровней, упро­щается технология замеров и снижается их относительная пог­решность, так и использовать естественные изменения баро­метрического давления. Полученные при этом кривые обраба­тывают методами математической статистики (Е.С.Вентцель. 1964; Л.Ф. Дементьев, 1966). Поскольку вода - плохо сжимае­мая жидкость, реакция уровня должна запаздывать во времени, необходимом для дохождения изменений нагрузки до границы газоводяного контакта. Это время рассчитывают (см. рис. 3.14) по максимуму коэффициента корреляции r, который опре­деляют при ступенчатом сдвиге графика изменений уровня от­носительно времени начала изменений внешней нагрузки на столб пластовой воды. При существовании между ними тесной линейной зависимости определяют (см. рис. 3.14) угловой ко­эффициент в уравнении регрессии типа

Δh = Δα + k Δp,                                                             (3.38)

где Δh - изменение уровня жидкости в скважине; α - свободный член уравнения;

k - угловой коэффициент; Δp - изменения внешней нагрузки на столб воды, см.

Поскольку значения кажущейся сжимаемости газа, газо­конденсата, смеси нефти с газом (В.П. Яковлев, 1953) не могут превышать значений сжимаемости этих флюидов более, чем в 1,5 раза, значения коэффициента при существовании в ловушке га­зовой или газонефтяной залежи должны быть в пределах от 0,66 до 1 . Угловой коэффициент может быть больше единицы при влиянии на изменения уровня каких-либо неучтенных факторов, например, падения давления за счет разработки расположенного рядом месторождения. Скорость прохождения сигнала об изме­нении давления на пласт зависит от гидродинамических пара­метров пласта и флюидов, а время реакции определяется рас­стоянием до залежи. Значения пьезопроводности пластов, насы­щенных водой и газом резко (на 2-3 порядка) различаются меж­ду собой, поэтому для оценки расстояния до залежи можно при­менять приведенную ниже зависимость (Ю.П.Гаттенбергер, В.П.Дьяконов, 1979), используемую для определения границ пласта при самопрослушивании скважин:

R = 7,5 10-3                                                        (3.39)

где R - расстояние до залежи,  м;χ - пьезопроводность пласта для воды, см2/с; τ- время запаздывания реакции, с.

Таким образом, преимуществами описанного способа (Б.П. Акулинчев, Ю.П. Гаттенбергер, 1983) являются:

1)    большая надежность оценки и прогноза, так как они делаются на основании сопоставления не отдельных точек  (ΔН и Δр), а целиком кривых  (H = f(τ))  и р = f(τ) с учетом запаздывания реакции;

2)    возможность оценки расстояния до выявленной залежи по результатам исследований не двух, а одной скважины.

***