Влияние изменений плотности нефти на положение водо-нефтяного контакта и смещение залежей

Ю. П. Гаттенбергер

«Геология нефти и газа», 1972, № 9, с. 12-17

В настоящее время установлена негоризонтальность водо-нефтяных контактов (ВНК) многихзалежей нефти. По современнымпредставлениям [2, 7, 8] различие высотногоположения ВНК единых залежей в основном обусловлено следующими факторами: а) различием литологического строения продуктивного пласта; б) условиями формирования залежей; в) физико-химическими и биохимическими процессами в зоне ВНК; г) движением пластовых вод; д)различием свойств нефти (и пластовых вод) поплощади залежи. Три первых фактора, как правило, приводят к образованиюлокальной, незакономерной гофрировке поверхности ВНК на фоне его регионального наклона или горизонтального,в общих чертах, положения.

Движение пластовых водвызываетобразование регионального, однонаправленного наклона ВНК. Влияние этого факторанаиболее полно изучено В. П. Савченко [8] и затем М. К. Хаббертом [9], исследования которых определили развитиепредставлений о наклонных ВНК за последние 20 лет. Эти исследования позволили объяснить наклон ВНК залежей крупнейшихнефтегазоносных провинций мира(Урало-Поволжья, Предкавказья, Северной Америки и др.). Вертикальное смещение залежей, вызванное наклоном их ВНК от движения вод, по В. П. Савченко может быть определено следующим выражением:

где ∆hД.В.— вертикальное смещение залежи вследствиедвижения пластовых вод, м;

H1 и H2 — приведенный напор пластовых вод соответственно в лобовой и тыловой частяхзалежи, м;

rв и rн — плотность воды и нефти в пластовых условиях, г/см3.

Однако изучение ВНК многих залежей приводит к выводу, что движение пластовых вод, как ни велика его роль, не является универсальным фактором регионального смещения залежей.Не менее существенно проявляется рольразличия плотности нефти в пределах залежи. Указание о том, что различие плотности нефти и пластовых вод на краях залежей может привести к наклону ихВНК принадлежит В. П. Савченко (1960г.).Именно с этим обстоятельством онсвязывал смещение залежи IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края. Однако эти разработки не были опубликованы и не получили развития. Хотя впоследующем отмечалось, что наклон ВНКзалежей Татарской АССР и Башкирской АССР «противоположен ухудшению качества нефтей» [4], выводов из такого сопоставленияне делалось.

Рассмотрим этотвопрос подробнее. Для простоты выберем ограниченный участок залежи длиною ∆l в пределах которого кровлю пласта можно принять горизонтальной (рис. 1).Плотность пластовой нефти изменяется от rн.л. до rн.т,причем rн.т.>rн.л. Пластовая вода неподвижна, т. е. давление налюбой горизонтальной плоскости АВ в водяной части пласта одинаково.Давление РА складывается из давления столба легкой нефтивысотой hН.Л.и столба воды высотой ∆hП.Л.Давление РВопределяется давлением столба тяжелой нефти высотой hН.Л. + ∆hП.Л.

По условию РА= РВ,т.е.

где g - ускорение силытяжести.

Отсюда вертикальное смещениеза счет различия плотности нефти:

где ∆rн = rн.т.- rн.л. – различие плотности пластовой нефти в пределах залежи,г/см3; hн.л.– высотазалежи научастке с легкой нефтью, м; rв.и rн.т. – плотностьводы и тяжелой нефти в пластовых условиях, г/см3.

Формулой (2) можно пользоваться для оценки смещениязалежей, в пределах которых наблюдается закономерное изменение плотности нефтиот одного крыла структуры к другому. Учитывая, что обычно смещение гораздоменьше высоты залежи, для простоты расчетов можно заменить hН.Л.на среднюю высоту залежи. В табл. 1 приведены смещенияусловной залежи нефти высотой 10 м при разных значениях ∆rн,rв,rн.Т. Еслифактическая высота залежи равна hн,то полученную по табл. 1 величину надоувеличить в hн/10 раз.

Таблица 1

СМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ (В М) В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАЗЛИЧИЯ ПЛОТНОСТИ НЕФТИ НАКРАЯХ ЗАЛЕЖИ И РАЗЛИЧИЯ ПЛОТНОСТИ ВОДЫ И НЕФТИ (ПРИ ВЫСОТЕ ЗАЛЕЖИ 10 М)

rв- rн.т, г/см3 ∆rн=rн.т.- rн.л., г/см3
0,005 0,01 0,015 0,02 0,025 0,03 0,04
0,1 0,500 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 4,00
0,2 0,250 0,50 0,75 1,00 1,25 1,50 2,00
0,3 0,170 0,33 0,50 0,67 0,83 1,00 1,30
0,4 0,125 0,25 0,37 0,50 0,62 0,75 1,00
0,5 0,100 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,80
0,6 0,080 0,16 0,24 0,32 0,40 0,48 0,64

Аналогичное смещение залежей может быть вызвано изменением плотностипластовых вод, подстилающих залежь. Однако на практике важнее роль различияплотности пластовой нефти.

Фактическоесмещение залежей определяется суммарным влиянием движения вод и различиемплотности нефти. Эти факторы действуют независимо один от другого. Общеесмещение залежи в этих условиях находится как векторная сумма каждого изсмещений. На практике достаточно определить направление и величину фактическогосмещения залежей, а затем установить перепады напора вод и изменение плотностинефти по этому направлению. На основе этих данных вычисляется величина смещенияот гидродинамического и плотностного факторов. Суммарное смещение

hД.В=∆hД.В±∆hП.Л.,

где знак «плюс»берется, если плотность нефти увеличивается по мере снижения напоров вод,а знак «минус»применяется, если плотность нефти увеличивается навстречу падению напоров.

В результате анализа формулы(2) установлено, что величина плотностного смещения при прочих равных условияхпрямо пропорциональна высоте залежей. Этим влияние различия плотности нефтисущественно отличается от влияния движения подземных вод. Последнеепропорционально не высоте, а ширине залежи, поскольку в одной водонапорной системе,при равных гидравлических градиентах, разность приведенных напоров будет тембольше, чем шире залежь. В конкретных условиях платформенных нефтеносныхобластей при примерно равной амплитуде нефтеносных структур, это приводит ктому, что для широких залежей превалирует фактор движения вод, тогда каксмещение узких залежей в значительной мере определяется различием плотностинефти. Характерные примеры подобных соотношений установлены для девонскихзалежей Татарской АССР и Башкирской АССР.

Рис. 2. Схема поверхности ВНК залежи горизонта Д

Ромашкинского месторождения (по В.П. Лиходедову и др.)

1 — границы площадей разработки; 2 — внутренний контур;

3- внешний контур; 4— бесконтактные зоны;

5 — изолинии поверхности ВНК;

цифрами обозначены площади разработки, из них площади:

IVЗеленогорская, VII — Павловская.

Нарис. 2 представлена карта поверхности ВНК залежи горизонта Д1 Ромашкинскогоместорождения [6].

ВНК имеет региональный наклон наюг, смещение составляет около 7—10 м. Этот наклон многие исследователиобоснованно связывают с влиянием движения пластовых вод. Справедливость этогомнения подтверждается также зависимостью формы поверхности ВНК отместоположения бесконтактных зон. Наибольшее сгущение изогипс ВНК отмечается наПавловской и Зеленогорской площадях, где находится водо-нефтяной участок,служащий «проливом» для пластовых вод между двумя бесконтактными зонами назападе и востоке. В него направляется весь подземный сток с севера,экранированный бесконтактными зонами, и здесь поверхность ВНК имеет наибольшийнаклон. Напротив с южной, тыловой стороны бесконтактных зон, образуютсязастойные участки, не промываемые пластовыми водами, и здесь поверхность ВНКпрактически горизонтальна. Рассмотренные явления не смогли бы существовать,если бы наклон поверхности ВНК был связан не с региональным южным стокомпластовых вод, а с другими факторами.

Однако величинасмещения этой залежи не соответствует смещению, которое должно было бынаблюдаться от движения подземных вод. Перепад приведенных напоров междусеверным и южным крылом залежи составляет не менее 5,6 м (ширина залежи 8 0 км, градиент напора вод 0,7 ÷ 0,15 м/км). При плотности пластовойнефти и воды соответственно 0,81 и 1,18 г/см3 такой перепад напоров должен вызвать смещение не менее при фактическомсмещении не более 10 м. На это несоответствие обращали внимание некоторыеисследователи [1]. Расхождение фактического и расчетного (по формуле В. П.Савченко) смещений вызвано влиянием изменения плотности нефти. ДляРомашкинского месторождения неоднократно отмечалось непостоянство свойств нефтипо площади [5,6]. Наиболее тяжелые и вязкие, наименее газонасыщенные нефтиприурочены к северным участкам и к полосе «пролива» между бесконтактнымизонами, а самые легкие — к южным окраинным площадям. Разница плотностипластовой нефти между северным и южным участками в среднем 0,03 г/см3,хотя по единичным анализам она достигает даже 0,05 г/см3. Приплотности тяжелой нефти на севере 0,82 г/см3 и высоте залежи 60 м, смещение за счет различия плотности составит

Посколькуплотность нефти увеличивается навстречу потоку вод, общее смещение определитсякак разность элементарных смещений, т. е. ∆h=15—5=10 м, что соответствует фактически наблюдаемому смещению.Таким образом, наклон ВНК Ромашкинской залежи объясняется совместным влияниемдвижения вод и различием плотности нефти.

Примерноаналогичная ситуация наблюдается на Туймазинском, Бавлинском, Шкаповскомместорождениях. Наклон их ВНК в юго-восточном направлении вызван движениемпластовых вод, а влияние фактора изменчивости плотности нефти здесь менеесущественно.

Крупноенесоответствие гидравлической теории наклонных ВНК залежей девона Татарской иБашкирской автономных республик установлено на Серафимовском месторождении, гдезалежь пласта Д1 относительно узкая (шириной 5—7 км). В отличие отвсех соседних широких залежей (Туймазинской, Бавлинской, Ромашкинской,Шкановской) ее ВНК наклонен на север, навстречу региональному стоку вод, что неукладывается в схему гидравлического смещения. Величина смещения в северномнаправлении составляет 2—4 м. Как и на Ромашкинском месторождении, здесьнаиболее тяжелые нефти плотностью 0,82 г/см3 приурочены к северномукрылу структуры. Разность плотности нефти между северным и южным участкамисоставляет 0,03—0,04 г/см3, что при высоте залежи 40 м должно вызвать смещение залежи в северном направлении 3,2— 4,2 м. Смещение за счет движения пластовых вод к югу при ширине залежи 5—7 км не превышает 1 м. Суммарное смещение, направленное к северу, будет составлять 2,5—3 м, что соответствуетфактическому положению.

Таким образом, различие плотности нефти явилосьрешающим фактором в «необычном» наклоне ВНК Серафимовской залежи на север,навстречу региональному потоку пластовых вод.

Другим показательным примеромсовместного влияния движения вод и изменения плотности нефти на наклон ВНКявляется залежь пласта Б2 Радаевского месторождения (Куйбышевскаяобласть). ВНК залежи имеет региональный наклон в юго-западном направлении (рис.3, а), смещение составляет 14 м на длине 20 км.

Такойзначительный наклон ВНК неизвестен для других залежей нефти Урало-Поволжья.Сток подземных вод пласта Б2 происходит с север-северо-востока наюг-юго-запад [3]. Градиент напора по направлению наклона ВНК не превышает 0,15м/км. Смещение залежи ∆hд.в..при плотности нефти и воды 0,88 и1,17 г/см3 составит

Это меньшефактического смещения.

Для Радаевскойзалежи характерно закономерное изменение свойств нефти (рис. 3, б). Ссеверо-востока на юго-запад последовательно увеличиваются плотность (от 0,875до 0,900—0,909 г/см3), вязкость и уменьшается газосодержание, чтоустановлено многочисленными анализами пластовых нефтей. При высоте залежи 55 м такое различие плотности нефти приводит к смещению

Суммарное расчетное смещение ∆h = 10,3+5,2 = 15,5 м очень близко к фактическому.

В ряде залежейЗападной Сибири, как впервые было отмечено В.П. Дьяконовым, также проявляетсявлияние изменений плотности нефти на наклон ВНК, причем различие плотностинефти этих залежей вызвано своеобразным распределениемтеплового поля по площади.

В качествепримера приведена схема на рис. 4 геоизотерм по кровле основного продуктивногопласта бгу Правдинскогоместорождения.

Рис. 4. Схема геоизотерм по кровле продуктивного пласта БVI Правдинского месторождения.

1 — внешний контур нефтеносности; 2геоизотермы, ° С;

3 — направление смещения залежи.

Пластовая температура закономерно уменьшается с запада на восток, разность температур впределах нефтеноснойплощади составляет 11° С. В этом женаправлении наклонен ВНК, величина смещения 6—8 м. Аналогичная закономерность установлена дляМамонтовского и Мегионского месторождений. Залежи смещены по направлениюубывания пластовой температуры, поскольку уменьшение температуры вызываетувеличение плотности нефти и воды.

Насоседних месторождениях: Усть-Балыкском, Западно-Сургутском, где температурапродуктивных пластов незакономерно колеблется в пределах 2—3°С, ВНК залежейпрактически горизонтален.

Эти данные свидетельствуют о том, чтосмещение залежей Правдинского, Мамонтовского и Мегионского месторождений нельзяобъяснить движением вод или иными причинами, кроме различия плотности нефти.Роль гидродинамического фактора здесь вообще ослаблена вследствие весьма малыхградиентов напора пластовых вод. Формирование залежей, по наиболеераспространенному мнению, происходило в результате миграции нефти с запада, изХанты-Мансийской впадины. Следовательно, наиболее низкие отметки ВНК можно былобы ожидать на западном крыле Правдинского и Мамонтовского месторождений. Фактическое положение прямопротивоположно. По площади залежей не отмечается и однонаправленных,закономерных изменений литологического строения продуктивных пластов, способныхвызвать региональный наклон ВНК.

В табл. 2приведены значения изменения плотности нефти за счет различия пластовойтемпературы на краях рассматриваемых залежей, а также сведения, необходимые длярасчета смещения залежей. Величина расчетного (по формуле 2) и фактическогосмещения дана в двух последних графах. Как видно из табл. 2, эти значенияхорошо соответствуют один другому, что подтверждает правильность высказаннойточки зрения.

Таблица 2

СМЕЩЕНИЕЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ЗА СЧЕТ РАЗЛИЧИЯ ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ НА КРАЯХ ЗАЛЕЖЕЙ

Месторождение, пласт ∆rн г/см3 rн.т. г/см3 rВ, г/см3 hН, м Смещение залежей, м
расчетное фактическое
Правдинское, БVI Мамонтовскос, БXМегионское, БVIII 0,25 0,018 0,025 0,753 0,810 0,773 0,984 0,991 0,991 60 80 60 6,5 7,9 6,9 6—8 6—9 7

Такимобразом, проведенное изучение, как в теоретическом плане, так и на примерезначительного числа нефтяных месторождений показало, что различие плотностинефти в пределах залежей является важным фактором образования наклонныхводонефтяных контактов, с которым необходимо считаться не в меньшей мере, чем сдвижением подземных вод и другими факторами.

СПИСОКЛИТЕРАТУРЫ

  1. 1. Азаматов В. И. Переходная зона и водо-нефтяной контакт горизонта Д1 Ромашкинского иНово-Елховскогоместорождений.Труды ТатНИИ, вып. 6, М., Гостоптехиздат, 1964.
  2. 2.Аширов К. Б. Причины негоризонтальностиводонефтяных контактов.—«Геология нефти и газа», 1961, № 12.
  3. 3.Богомолов Г.В., Герасимов В. Г.Зайдельсон М. И. и др. ГидрогеологияВолго-Уральской нефтегазоноснойобласти. М., «Недра», 1967.
  4. 4.Желонкин А.И., Кинзикеев А. Р.,Айгистова С. X. Изменение основных параметров нефтей некоторых месторождений Татарии и Башкирии. — «Геология нефти и газа», 1964, № 3.
  5. 5.Желонкин А.И. Плотностьпластовой нефтигоризонта Д1 Ромашкинского и
  6. Акташ-Ново-Елховского нефтяных месторождений. Труды ТатНИИ, вып. 4, Бугуль-ма, 1962.
  7. 7.Лиходедов В.П., Орлинский Б. М.,Гильманшин А. Ф.Влияние особенностейзалежей нефти на форму поверхностиВНК и мощность переходной зоны.— «Геология нефти и газа», 1970, № 5.
  8. 8.Рассел У. Л. Основы нефтяной геологии. М., Гостоптехиздат, 1968.
  9. 9.Савченко В.П. Смещениегазовых и нефтяных залежей. — «Нефтяное хозяйство», 1952, № 12 и 1953, № 1.
  10. 10.Xабберт М. К. Гидродинамические условияформирования нефтяных месторождений.М., ГосИНТИ, 1958.

Авторы: 

Тематические разделы: