Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Третья глава.

Третья глава посвящена анализу положения ВНК* залежей исследуемого месторождения. Понятие о водонефтяном контакте - широко употребляемое понятие в нефтяной геологии. Несмотря на это, а возможно, именно поэтому, в литературе и в обиходе в это понятие вкладывают столь разнообразное содержание: 1) поверхность, разделяющая в залежи нефть и пластовую воду (Геологический словарь, 1978); 2) отметка, ниже которой промышленных притоков нефти в скважинах не наблюдается (Джонс П.Д., 1947); 3) граница, выше которой фазовая проницаемость для воды равна нулю (Кошляк В.А. и др., 1986).

В данной работе за положение ВНК* принималось значение критической водонасыщенности, оцениваемое по формуле (Элланский М.М., 2001):

где K_ов - остаточная водонасыщенность; K_в* - критическая водонасыщенность коллектора. Элланский М.М. рассматривал K_в* в качестве критерия разделения "продуктивный коллектор - водоносный коллектор": при выполнении условия K_ов≤K_вв* из коллектора будет получена безводная нефть, где K_в - текущая водонасыщенность коллектора.

В пределах исследуемого месторождения производилось в основном кустовое наклонно-направленное бурение скважин. Кроме этого на месторождении с 2001 г. уже интенсивно ведется добыча нефти с использованием нагнетательных скважин, поэтому на площади за это время появились обводненные участки. В связи с этим для обоснования положения поверхности ВНК* применять материалы по всем скважинам было бы некорректно. Поэтому, в первую очередь были выбраны вертикальные скважины (разведочные) и субвертикальные, имеющие удлинение ствола в точке пластопересечений не более 35 м (эти скважины первые в пределах куста). Среди этих скважин были исключены скважины с неясным характером насыщения и неоднозначной интерпретацией по ГИС. Далее в анализ были включены скважины с удлинением ствола в точке пластопересечений условно до 100 м или чуть более. Из них были также отброшены скважины с неясным характером насыщения по ГИС; скважины, не имеющие коллектора в пласте, и скважины, попавшие в обводненную зону. Далее, в дополнение к отсортированным скважинам при необходимости привлекались некоторые скважины с большим удлинением ствола, в которых четко видно положение ВНК*.

Анализ проинтерпретированных данных ГИС и результатов испытаний показал, во-первых, что залежь пластов Ю₁^3Б и Ю₁^3В представляется единым объектом, поскольку маломощная глина (от 1 до 3.8 м), разделяющая пласты между собой, очень сомнительна для надежного флюидоупора; во-вторых, что ВНК* залежей ведет себя неоднозначно, близко к скачкообразному. Так в залежи пласта Ю₁² он изменяется по скважинам от а.о. 2620 до а.о. 2646, причем наиболее низкое его положение отмечено на юге структуры. В залежи пластов Ю₁^3Б и Ю₁^3В ВНК* также непостоянен, и изменяет свое гипсометрическое положение от а.о. 2639 до а.о. 2651. Характер изменения положения ВНК* в залежах пластов Ю₁² и Ю₁³ позволил заключить, что в пределах исследуемого месторождения существуют блоки с собственным, близким по гипсометрическому положению водонефтяным контактом в пределах каждой залежи, а соседние блоки отличаются по положению ВНК*.

Рис. 1. Сопоставление расчетных и измеренных кривых АК и ГГК-п

Выделенные согласно изменению положения водонефтяного контакта в залежах пластов Ю₁² и Ю₁^3Б+3В блоки имеют предположительные границы, поскольку не во всех скважинах удалось оценить положение ВНК*. Очевидна необходимость уточнения границ блоков с близкими ВНК* путем привлечения дополнительной информации. Погрешность определения ВНК* в скважинах достигает первых метров, поэтому разница абсолютных отметок водонефтяного контакта в различных скважинах в 5-10 и более метров не может быть объяснена погрешностью наблюдения и требует обоснования.