|
УДК 553.98:550.812 |
Метод оконтуривания смещенных гидродинамическим напором газонефтяных залежей
Г.П. ВАХТЕРОВ, В.С. КОВАЛЬЧУК, Т.В. ШАИНЯН (СахалинНИПИнефтегаз)
Совершенствование методов геометризации смещенных углеводородных скоплений в условиях движения подземных вод связано с рациональным ведением разведки и повышением точности количественной оценки запасов нефти и газа.
Прогноз смещения залежей под действием перепада напоров вод и наклонного положения контактов рассматривался многими исследователями. Однако при небольшом числе фактических определений наклонных контактов в скважинах вопрос оконтуривания смещенных гидродинамическим напором залежей с трехфазным насыщением их флюидами (газ-нефть-вода) остается нерешенным. В работе М.К. Хабберта (Hubbert M. K. Entrapment of Petroleum under Hydrodynamic Conditios.- Bull. Assoc. Petrol. Geol., 195З, vol. 33, No. 8, p. 1954-2026.) изложены моделированные расчеты определения величины наклона газовой и нефтяной частей сложной залежи (не всегда соответствующей действительной), но без анализа гипсометрического положения контактов по периметру контуров газоносности и нефтеносности. Проблема эта особенно актуальна при разведке месторождений УВ на море, где в границах осадочных бассейнов кайнозойского возраста, характеризующихся элизионным режимом фильтрации и развитием зон со сверхгидростатическим пластовым давлением, нередко наблюдается наклонное положение контактов и смещение залежей, а бурение осуществляется жестко ограниченным числом скважин.
Опробованный в условиях субаквальной части Северо-Сахалинского водонапорного бассейна метод оконтуривания смещенных газонефтяных залежей основан на дифференцированном способе разделения естественного гидродинамического напора, направленного на смещение их составных частей. Заключается он в определении падения напора на газовую часть, рассчитанного по напорам (пластовым давлениям) в приконтурных скважинах, приведенных к поверхности известной отметки ГНК (или ГВК), и падения напора на нефтяную часть по разности перепада напоров, приведенных соответственно к поверхностям ВНК и ГНК. Построение контуров газоносности и нефтеносности сложной залежи выполняется с помощью пьезометрических карт, отражающих напряженность гидродинамического поля для искомых частей залежи.
Предлагаемый метод рассмотрен на примере крупной пластово-сводовой газонефтяной залежи, имеющей наклонное положение всех контактов и, по данным бурения и ГИС, смещенной фильтрационным потоком пластовых вод в западном направлении до 150 м (рис. 1, рис. 2). Разведка на площади закончена после бурения семи поисково-разведочных скважин, в пяти из них замерены давления в продуктивном горизонте. Из фактических отметок ВНК, ГНК, ГВК известны две: в скв. 5 на западном крыле залежи определен ВНК с отметкой -1780 м, а в скв. 3 ГНК -1698 м.
Для того чтобы выполнить
оконтурирование с применением известных графических построений, расчет давлений
и напоров приведен к двум условным горизонтальным плоскостям, определяемым
установленными отметками ВНК и ГНК. В скважинах западного крыла они будут иметь
разные значения из-за влияния изменяющейся по периметру контура высоты столба
нефтяной части залежи. Например, расчетные параметры по скв. 4, 3 и 5, приведенные
к ГНК, имеют соответственно значения: давления (МПа) 18,36, 17,66, 17,64; напор
(м) 138, 68, 66. Приведение их к поверхности ВНК дает следующие изменения:
давление (МПа) 19,18, 18,29, 18,27; напор (м) 138, 49, 47. Заметим, что общий
максимальный перепад давления 
(между скв. 4 и 5), затраченный на смещение всей
залежи, равен 0,91 МПа.
Дальнейший ход построений и расчетов заключается в следующем.
1. Строим карту гидроизопьез по напорам, приведенным к ГНК, с сечением изопьез, достаточным для набора точек оконтуривания.
2. Рассчитываем отметки
ГНК или ГВК, начиная от известного ГНК в скв. 3 (табл. 1,
рис. 1, а), с учетом коэффициента усиления наклона
контактов для газов 
где
-плотность воды и газа
в пластовых условиях, г/см3. В нашем случае его значение равно
единице. По точкам пересечения расчетных отметок с соответствующими изопьезами
выполняется построение контура газоносности.
3. Определяем перепад приведенного давления, затраченного на смещение газовой части залежи, по формуле:
где 
- величина смещения газа,
устанавливаемая по карте гидроизопьез как разность гипсометрических отметок ГНК
и ГВК на крыльях залежи.
4. Находим разность между
общим перепадом давления (приведенного к ВНК -1780 м) 
и рассчитанным 
, т. е. перепад давления,
затраченный на смещение нефтяной части залежи, 
5. Установленное между
заданными скв. 4 и 5 значение 
переводим в перепад приведенных напоров 
, причем для построения
вспомогательной пьезометрической карты напоры в этих крайних точках принимаем
за условные. Например, если за отсчет в скв. 5(погруженное крыло залежи)
приведенный напор приняли равным 100 м, то в скв. 4 напор будет больше на
величину 
,т. е. 144
м.
6. По аналогии с картой
гидроизопьез строим карту условных приведенных напоров (псевдоизопьез) с
соблюдением параллельности их конфигурации и, начиная от известной отметки ВНК
с учетом коэффициента усиления наклона контактов для нефти 
равным 4,2, проводим контур
нефтеносности по точкам пересечения вспомогательных изопьез с соответствующими
отметками ВНК (табл. 2, рис. 1, б).
7. На пьезометрической карте, построенной по напорам, приведенным к нижней поверхности ВНК, путем совмещения контуров получаем карту сложного контакта смещенной гидродинамическим напором газонефтяной залежи (см. рис. 2, a).
Предложенный метод определения гипсометрии наклонных контактов (газ-вода, газ-нефть, нефть-вода) по периметру контуров залежей УВ способствует рациональному заложению очередных скважин на этапе разведки месторождений, залегающих в аномальных гидродинамических зонах, и достоверной оценке запасов нефти и газа в условиях ограниченного объема бурения.
Данные для построения контура газоносности смещенной газонефтяной залежи
|
Гидроизопьезы, м |
Отметка ГНК или ГВК, м |
Точка пересечения |
|
71 |
- 1698 |
1 |
|
80 |
- 1690 |
2, 2' |
|
00 |
- 1680 |
3, 3' |
|
100 |
- 1670 |
4 |
|
110 |
- 1660 |
5 |
|
120 |
- 1650 |
6, 6' |
|
130 |
- 1640 |
7, 7' |
Данные для построения контура нефтеносности смещенной газонефтяной залежи
|
Гидроизопьезы, м |
Отметка ВНК, м |
Точка пересечения |
|
100 |
- 1780 |
1, 1', 1" |
|
105 |
- 1759 |
2 |
|
ПО |
- 1738 |
3 |
|
115 |
- 1717 |
4 |
|
120 |
- 1696 |
5 |
|
125 |
- 1675 |
6 |
|
130 |
- 1654 |
7, 7' |
|
135 |
- 1633 |
8, 8' |
Рис. 1. Схема построения контура газоносности газонефтяной залежи по карте гидроизопьез (а) и контура нефтеносности по карте псевдоизопьез (б).
1 - изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 - гидроизопьезы, м; 3 - точка пересечения изопьезы с изолинией поверхности контакта; 4 - контур газоносности; 5 - скважины: в числителе - номер, в знаменателе - значение приведенного напора, м; 6 - контур нефтеносности; 7 - направление движения напорных вод
Рис. 2. Сводная карта сложного контакта смещенной гидродинамическим напором газонефтяной залежи (а) и схематический профильный разрез залежи и пьезометрической поверхности (б).
1 - нефть, 2 - газ; 3 - вода; 4 - пьезометрическая поверхность. Остальные усл. обозн. см. на рис. 1