Градиенты давления, контакты флюидов и капиллярное равновесие

Кратко о главном

В неподвижной непрерывной фазе давление растёт с глубиной линейно, с градиентом $\rho g$ . Там, где линии нефти и воды пересекаются, давления фаз равны и капиллярное давление равно нулю, — это зеркало свободной воды; пересечение линий газа и нефти — газонефтяной контакт (ГНК).
В гидрофильной породе опробователь показывает давление нефти (газа) везде, где эта фаза сплошная, — в нефтяной части и в переходной зоне до ВНК. Ниже ВНК, в том числе в интервале между ВНК и ЗСВ, он показывает давление воды.
ВНК по каротажу лежит выше ЗСВ на $h_d = p_d/(\Delta\rho\,g)$ : от долей метра в хороших песчаниках до метров и десятков метров в плотных породах.
Погрешность контакта — неопределённость обеих линий на глубине их пересечения, делённая на разность градиентов. Она растёт с разбросом точек, с расстоянием экстраполяции и с уменьшением разности плотностей фаз.
Ошибки, общие для всех точек одной съёмки, пересечение относительно этой скважины не сдвигают: постоянная ошибка манометра его не меняет, а общий сдвиг глубин переносит его вместе с каротажом той же скважины. Если линии взяты из разных скважин, в погрешность входят абсолютная точность манометров и глубин — метры вместо долей метра.
Каротаж видит углеводороды, а давление показывает линию воды — углеводороды неподвижны или порода гидрофобна. Смещённые параллельные линии — раздельные системы со своими контактами; совпадающие линии — необходимое, но не достаточное условие сообщаемости при разработке.

Ключевые соотношения

z^* = z_0 + \dfrac{p_o(z_0) - p_w(z_0)}{G_w - G_o}

пересечение линий нефти и воды (ЗСВ) по их давлениям на опорной глубине $z_0$

\sigma_{z^*} = \dfrac{\sqrt{\sigma_o^2(z^*) + \sigma_w^2(z^*)}}{G_w - G_o}

стандартная ошибка контакта; $\sigma^2(z) = s^2\left[\tfrac1n + \tfrac{(z - \bar z)^2}{\sum (z_i - \bar z)^2}\right]$ для каждой линии

h_d = \dfrac{p_d}{(\rho_w - \rho_o)\,g}

высота ВНК над ЗСВ; $p_d$ — давление входа в пластовых условиях

\rho_{w,\text{пл}} = \rho_{w,\text{ст}}/B_w

плотность пластовой воды по анализу и её объёмному коэффициенту

Где чаще всего ошибаются

Проводить одну линию через точки разных систем или через перезаряженные и нестабилизированные замеры.
Продлевать короткую линию на десятки метров, не учитывая, как растёт её неопределённость с удалением от средней глубины точек.
Принимать пересечение линий за ВНК по каротажу или требовать, чтобы они совпали.
Считать разные ВНК по каротажу в двух скважинах доказательством изоляции блоков: причиной могут быть разные породы или палеоконтакт.
Сравнивать давления из разных скважин, не учитывая абсолютную точность манометров и глубин и время замеров.

После урока вы сможете

объяснить, давление какой фазы опробователь регистрирует в нефтяной части, в переходной зоне и ниже ВНК и почему пересечение линий даёт зеркало свободной воды, а не ВНК по каротажу;
находить ЗСВ и газонефтяной контакт по линиям, построенным методом наименьших квадратов, и переводить погрешности давлений, градиентов и глубин в погрешность контакта;
оценивать, хватает ли точек: их число, разброс по глубине, расстояние экстраполяции и контраст плотностей фаз;
сравнивать ЗСВ с ВНК по каротажу через давление входа породы и распознавать по расхождению неподвижные (остаточные) углеводороды и пропущенный продуктивный пласт;
строить линию воды по региональным данным — плотности воды по анализу и давлению в соседней скважине — и учитывать погрешности, которые она приносит;
распознавать раздельные системы флюидов и гидродинамически изолированные блоки и понимать, что доказывает и чего не доказывает общая линия давления.

Какое давление видит опробователь у контакта

В неразрабатываемой залежи флюиды за геологическое время пришли в равновесие. Каждая непрерывная фаза — газ, нефть, вода — подчиняется гидростатике своей плотности, и её давление растёт с глубиной по прямой с наклоном $\rho g$ (градиенты флюидов). Линии нефти и воды пересекаются на зеркале свободной воды: здесь давления фаз равны и капиллярное давление равно нулю. Выше ЗСВ давление нефти превышает давление воды на $(\rho_w - \rho_o)\,g\,h$ , где $h$ — высота над ЗСВ, и это превышение и есть капиллярное давление (профиль насыщенности).

Нефть входит в породу, только когда капиллярное давление превысит давление входа $p_d$ самых крупных связанных каналов. Поэтому от ЗСВ до высоты $h_d = p_d/(\Delta\rho\,g)$ порода целиком водонасыщена. Верх этого интервала — ВНК, который видит каротаж сопротивления; выше лежит переходная зона, где нефть уже сплошная, а водонасыщенность убывает с высотой.

Опробователь не может выбирать фазу: он измеряет давление жидкости у зонда. Опыт множества съёмок в скважинах на растворе на водной основе таков: в гидрофильной породе прибор показывает давление нефти в нефтяной части и во всей переходной зоне, а давление воды — ниже ВНК. Объяснение двойное. У стенки фильтрат вытеснил нефть до остаточной насыщенности, капиллярное давление в промытой зоне почти исчезло, и давление жидкости в ней равно давлению сплошной нефти за фронтом проникновения. Кроме того, зонд с линией прибора — огромная «пора» по сравнению с каналами породы, а крупные поры гидрофильной породы в равновесии заполнены несмачивающей фазой — нефтью — и находятся под её давлением. Между ВНК и ЗСВ нефти в породе нет, и прибор там показывает давление воды, хотя линия нефти, продолженная вниз, ещё правее.

Давление, которое регистрирует опробователь у водонефтяного контакта

p_{\text{рег}}(z) = \begin{cases} p_o(z) = p_{\text{ЗСВ}} + G_o\,(z - z^*), & z < z_{\text{ВНК}} \\ p_w(z) = p_{\text{ЗСВ}} + G_w\,(z - z^*), & z > z_{\text{ВНК}} \end{cases}

где:

$p_{\text{рег}}(z)$ стабилизированное давление претеста на глубине $z$ , Па
$z$ глубина по вертикали, отсчитанная вниз, м
$z^*,\ p_{\text{ЗСВ}}$ глубина зеркала свободной воды и давление на нём (давления фаз равны), м, Па
$G_o,\ G_w$ градиенты давления нефти и воды, $\rho_o g$ и $\rho_w g$ , Па/м
$z_{\text{ВНК}}$ водонефтяной контакт по каротажу, на $h_d = p_d/(G_w - G_o)$ выше ЗСВ, м

Единицы: СИ (на практике МПа, кПа/м и м)

Справедливо, если

залежь в гидростатическом и капиллярном равновесии, пластовая вода не течёт;
порода гидрофильная, нефть в переходной зоне сплошная; в гидрофобной породе картина зеркальная (дополнительный раздел);
замеры кондиционные: без перезаряда и незаконченного восстановления (классы претестов); скважина на растворе на водной основе.

На уровне ВНК регистрируемое давление скачком уменьшается на $p_d$ : выше прибор видит нефть, ниже — воду. Продолжения обеих линий пересекаются ниже ВНК, на ЗСВ. В хорошем коллекторе скачок — несколько килопаскалей, и его трудно отличить от разброса; в плотной породе он больше, но там мешает перезаряд (Перезаряд пласта и оценка проницаемости по опробователю).

Небольшие различия удобно видеть на графике превышения (excess pressure plot): из каждого замера вычитают давление на линии воды на той же глубине. Вода тогда ложится на вертикаль нуля, нефть — на наклонную прямую, которая приходит к нулю на ЗСВ, а смещения в несколько килопаскалей, незаметные на графике «давление — глубина» в мегапаскалях, становятся видны. Так же поступают с любой опорной линией: с градиентом нефти или с расчётным градиентом пластовой воды.

РасчётНижняя часть нефтяной оторочки в новой скважине (модель урока). Слева — водонасыщенность по модельной кривой капиллярного давления с давлением входа 7 кПа. Справа — превышение давления над линией воды: точки — претесты, сплошная линия — давление, которое регистрирует прибор, штриховая — линия нефти, продолженная до ЗСВ.

Раствор на углеводородной основе и плотный водоносный пласт

Если скважина пробурена на растворе на углеводородной основе, в водоносной части к стенке подходит углеводородный фильтрат — несмачивающая фаза для гидрофильной породы. В проницаемом пласте это почти не сказывается, а в плотном прибор может показать давление выше давления воды на величину порядка давления входа породы. Линию воды по плотным водоносным пропласткам в таких скважинах проверяют особенно тщательно и сопоставляют с плотностью воды по анализу.

Контакт по пересечению линий

Основы — две точки на зону и пересечение прямых — разобраны в теме о пластовом давлении, а построение линии методом наименьших квадратов по набору претестов — в теме об опробователе. Здесь продолжение: как найти пересечение двух подобранных линий и насколько ему можно верить. Порядок работы: отбраковать некондиционные замеры, разделить точки по зонам (по виду флюида, который подсказывают градиенты, каротаж и пробы), подобрать линию в каждой зоне и только потом искать пересечения.

Глубина пересечения двух линий давления

z^* = z_0 + \frac{p_a(z_0) - p_b(z_0)}{G_b - G_a}

где:

$z^*$ глубина пересечения: ЗСВ для пары нефть — вода, ГНК для пары газ — нефть, ГВК для пары газ — вода, м
$z_0$ опорная глубина, удобная для расчёта, обычно рядом с ожидаемым контактом, м
$p_a(z_0),\ p_b(z_0)$ давления на линиях лёгкой ( $a$ ) и тяжёлой ( $b$ ) фаз на опорной глубине, Па
$G_a,\ G_b$ градиенты лёгкой и тяжёлой фаз, Па/м

Единицы: любые согласованные (МПа, МПа/м и м или кПа, кПа/м и м)

Справедливо, если

обе линии относятся к одной гидродинамически связанной системе в равновесии;
плотности фаз постоянны по высоте; при заметном изменении состава с глубиной линия нефти или газа искривлена (раздел о системах флюидов).

Разность давлений двух линий меняется с глубиной со скоростью $G_b - G_a$ , поэтому пересечение лежит на расстоянии «разность давлений, делённая на разность градиентов» от опорной глубины. Чем меньше контраст плотностей, тем дальше сдвигает контакт каждый килопаскаль ошибки.

Контраст градиентов и чувствительность контакта к ошибке давления

Пара флюидов: вода — лёгкая нефть
Плотности, г/см³: 1,07 и 0,72
Разность градиентов, кПа/м: 3,43
Сдвиг контакта на 1 кПа, м: 0,29

Пара флюидов: вода — тяжёлая нефть
Плотности, г/см³: 1,07 и 0,90
Разность градиентов, кПа/м: 1,67
Сдвиг контакта на 1 кПа, м: 0,60

Пара флюидов: вода — газ
Плотности, г/см³: 1,07 и 0,20
Разность градиентов, кПа/м: 8,53
Сдвиг контакта на 1 кПа, м: 0,12

Пара флюидов: нефть — газ
Плотности, г/см³: 0,72 и 0,20
Разность градиентов, кПа/м: 5,10
Сдвиг контакта на 1 кПа, м: 0,20

Пара флюидов: летучая нефть — газоконденсат
Плотности, г/см³: 0,55 и 0,40
Разность градиентов, кПа/м: 1,47
Сдвиг контакта на 1 кПа, м: 0,68

Пара флюидов	Плотности, г/см³	Разность градиентов, кПа/м	Сдвиг контакта на 1 кПа, м
вода — лёгкая нефть	1,07 и 0,72	3,43	0,29
вода — тяжёлая нефть	1,07 и 0,90	1,67	0,60
вода — газ	1,07 и 0,20	8,53	0,12
нефть — газ	0,72 и 0,20	5,10	0,20
летучая нефть — газоконденсат	0,55 и 0,40	1,47	0,68

Плотности — ориентировочные, в пластовых условиях; градиент — $9{,}81\rho$ кПа/м. ГНК лёгкой нефти и газа определяется точнее ЗСВ, а контакт летучей нефти с газоконденсатом и ЗСВ тяжёлой нефти — заметно хуже при той же точности замеров.

Претесты новой скважины у контакта и в водоносной части

Глубина, м: 2535,5
Давление, МПа: 27,9227
Подвижность, мД/(мПа·с): 6,5
Где: переходная зона, контрольная

Глубина, м: 2539,5
Давление, МПа: 27,9474
Подвижность, мД/(мПа·с): 38
Где: ниже ВНК, выше ЗСВ, контрольная

Глубина, м: 2544,0
Давление, МПа: 27,9957
Подвижность, мД/(мПа·с): 46
Где: водоносная часть

Глубина, м: 2550,5
Давление, МПа: 28,0624
Подвижность, мД/(мПа·с): 130
Где: водоносная часть

Глубина, м: 2556,0
Давление, МПа: 28,1221
Подвижность, мД/(мПа·с): 28
Где: водоносная часть

Глубина, м: 2562,5
Давление, МПа: 28,1890
Подвижность, мД/(мПа·с): 75
Где: водоносная часть

Глубина, м: 2569,0
Давление, МПа: 28,2565
Подвижность, мД/(мПа·с): 11
Где: водоносная часть

Глубина, м: 2575,5
Давление, МПа: 28,3264
Подвижность, мД/(мПа·с): 52
Где: водоносная часть

Глубина, м	Давление, МПа	Подвижность, мД/(мПа·с)	Где
2535,5	27,9227	6,5	переходная зона, контрольная
2539,5	27,9474	38	ниже ВНК, выше ЗСВ, контрольная
2544,0	27,9957	46	водоносная часть
2550,5	28,0624	130	водоносная часть
2556,0	28,1221	28	водоносная часть
2562,5	28,1890	75	водоносная часть
2569,0	28,2565	11	водоносная часть
2575,5	28,3264	52	водоносная часть

Продолжение съёмки из темы Замеры давления опробователем пластов на кабеле: та же скважина, раствор на водной основе; давления абсолютные, глубины по вертикали, все замеры кондиционные. Две контрольные точки в линии не входят. Данные условные.

Расчётный примерЗеркало свободной воды в новой скважине и его погрешность

Исходные данные (условные)

Линия нефти: девять кондиционных претестов из темы Замеры давления опробователем пластов на кабеле: $n = 9$ , $\bar z_o = 2501{,}06$ м, $\sum(z - \bar z)^2 = 3092$ м², $G_o = 7{,}065$ кПа/м, $s_o = 1{,}02$ кПа
Линия воды: шесть претестов водоносной части из таблицы выше
Опорная глубина: $z_0 = 2540$ м

Решение

Линия воды методом наименьших квадратов: $n = 6$ , $\bar z_w = 2559{,}58$ м, $\sum(z - \bar z)^2 = 688{,}7$ м², $G_w = 10{,}490$ кПа/м, $s_w = 0{,}98$ кПа; плотность воды $10{,}490/9{,}81 = 1{,}069$ г/см³.
Давления на линиях на глубине 2540 м: нефть 27,95406 МПа, вода 27,95326 МПа; нефть выше на 0,80 кПа.
Разность градиентов $10{,}490 - 7{,}065 = 3{,}425$ кПа/м; пересечение $z^* = 2540 + 0{,}80/3{,}425 = 2540{,}2$ м.
Неопределённость линий на этой глубине: нефть $1{,}02\sqrt{1/9 + (2540{,}2 - 2501{,}06)^2/3092} = 0{,}79$ кПа, вода $0{,}98\sqrt{1/6 + (2540{,}2 - 2559{,}58)^2/688{,}7} = 0{,}83$ кПа.
Стандартная ошибка ЗСВ: $\sqrt{0{,}79^2 + 0{,}83^2}/3{,}425 = 0{,}33$ м; примерно 95-процентный интервал — ±0,7 м.
Контрольные точки. На 2535,5 м давление выше линии воды на 16,6 кПа и лежит на линии нефти: переходная зона, нефть сплошная. На 2539,5 м давление ниже линии нефти на 3,1 кПа и на 0,6 кПа отличается от линии воды: там уже только вода.

Ответ: ЗСВ — 2540,2 ± 0,33 м (одна стандартная ошибка); в пределах погрешности совпадает с оценкой по двум точкам на зону из темы о пластовом давлении (около 2540,3 м).

Что это значит. Точность в треть метра дают много точек в каждой зоне, малый разброс и короткая экстраполяция линии воды. Вклад линии нефти почти такой же, хотя точек в ней больше: её продлевают на 39 м от средней глубины точек. Постоянная ошибка манометра на пересечение не влияет — обе линии сдвигаются одинаково, а общий сдвиг глубин одной съёмки переносит ЗСВ вместе с каротажом этой скважины и сравнение с ВНК не меняет. Контрольные точки подтверждают картину: прибор видит нефть до ВНК и воду ниже него. Данные примера условные.

Погрешность контакта и сколько нужно точек

Каждая подобранная линия известна точнее всего у средней глубины своих точек и тем хуже, чем дальше от неё. Неопределённость давления на линии на глубине $z$ складывается из ошибки среднего уровня и ошибки наклона, умноженной на расстояние от средней глубины. Ошибки двух линий независимы, поэтому их дисперсии на глубине пересечения складываются, а результат переводят в метры делением на разность градиентов.

Стандартная ошибка контакта по двум линиям

\sigma_{z^*} = \frac{\sqrt{\sigma_a^2(z^*) + \sigma_b^2(z^*)}}{|G_b - G_a|},\qquad \sigma^2(z) = s^2\left[\frac1n + \frac{(z - \bar z)^2}{\sum_i (z_i - \bar z)^2}\right]

где:

$\sigma_{z^*}$ стандартная ошибка глубины пересечения, м
$\sigma_a(z^*),\ \sigma_b(z^*)$ стандартные ошибки давления на каждой линии на глубине пересечения, Па
$s,\ n,\ \bar z$ разброс точек относительно линии, число точек и их средняя глубина (для каждой линии свои), Па, —, м
$z_i$ глубины точек линии, м

Единицы: любые согласованные (на практике кПа, кПа/м и м)

Справедливо, если

ошибки точек случайны, независимы и одинаковы по величине; точки внутри каждой линии принадлежат одной фазе;
систематические ошибки сюда не входят: постоянная ошибка манометра одной съёмки сдвигает обе линии одинаково и пересечение не меняет, а общий сдвиг глубин переносит пересечение вместе с каротажом той же скважины; при линиях из разных скважин их добавляют отдельно (раздел о региональной линии воды);
при малом числе точек $s$ оценён грубо: доверительный интервал берут с коэффициентом Стьюдента для $n - 2$ степеней свободы, а не просто ±2σ (о стандартной ошибке).

Ошибка контакта растёт с разбросом точек, падает как $1/\sqrt n$ с их числом и сильно зависит от того, далеко ли линию приходится продлевать: вторая дробь в скобке быстро растёт, когда пересечение лежит за пределами интервала точек.

РасчётПересечение линий нефти и воды новой скважины вблизи ЗСВ на графике превышения над подобранной линией воды. Полосы — ±2 стандартные ошибки каждой линии; отрезок на оси — ±2 стандартные ошибки ЗСВ из примера.

Сколько же нужно точек? Плотность флюида по градиенту определяется тем точнее, чем больше точек и чем шире интервал между крайними. Но при малом числе точек главная беда в другом: разброс $s$ оценивается по самим точкам, и с одной-двумя степенями свободы оценка ненадёжна, а коэффициент Стьюдента огромен. Таблица показывает полуширину 95-процентного интервала плотности для равномерно расставленных точек при разбросе 1 кПа.

Полуширина 95-процентного интервала плотности флюида по градиенту, г/см³ (разброс точек 1 кПа)

Число точек: 3
Интервал 10 м: 0,183
Интервал 20 м: 0,092
Интервал 40 м: 0,046

Число точек: 5
Интервал 10 м: 0,041
Интервал 20 м: 0,021
Интервал 40 м: 0,010

Число точек: 10
Интервал 10 м: 0,023
Интервал 20 м: 0,012
Интервал 40 м: 0,006

Число точек	Интервал 10 м	Интервал 20 м	Интервал 40 м
3	0,183	0,092	0,046
5	0,041	0,021	0,010
10	0,023	0,012	0,006

Точки расставлены равномерно; коэффициент Стьюдента для $n - 2$ степеней свободы. Три точки дают интервал примерно в 4,5 раза шире, чем пять, на том же интервале глубин.

Как расставить претесты для контакта

1
Не меньше четырёх-пяти кондиционных точек на линию
иначе разброс нельзя оценить, и любая ошибка одного замера переходит в наклон. Добавляют повторные замеры на соседних глубинах — часть точек окажется некондиционной.
2
Вся мощность зоны
крайние точки весят больше средних: удвоение интервала вдвое уменьшает ошибку градиента.
3
Ближе к контакту с обеих сторон
короткая экстраполяция важнее лишних точек далеко от контакта; но в переходной зоне и в плотных пропластках у контакта выше риск перезаряда.
4
Тонкая зона
если на линию не набирается точек, плотность флюида берут по пробе и проводят линию с известным градиентом через имеющиеся точки — это приём вынужденного градиента.

Зеркало свободной воды и ВНК по каротажу

Сравнение уровня по давлению с контактом по каротажу — одна из главных проверок съёмки. В равновесной гидрофильной залежи ВНК лежит выше ЗСВ на $h_d$ : в высокопроницаемых песчаниках это десятки сантиметров, в плотных породах — метры и десятки метров (высота ВНК над ЗСВ). Расхождение такой величины и такого знака — норма; другое расхождение требует объяснения.

Расчётный примерСогласуются ли ЗСВ, ВНК по каротажу и керн

Исходные данные (условные)

ЗСВ по давлению: из предыдущего примера, 2540,2 ± 0,33 м
ВНК по каротажу сопротивления: 2538,2 ± 0,2 м (водонасыщенность доходит до единицы)
Ртутная порометрия образцов базального песчаника: давление входа 0,125 МПа; ртуть: 480 мН/м, краевой угол 140°
Пластовая пара нефть — вода: межфазное натяжение 24 мН/м, краевой угол 30°; разность градиентов 3,425 кПа/м

Решение

Расстояние от ВНК до ЗСВ: $2540{,}2 - 2538{,}2 = 2{,}0$ м, его ошибка $\sqrt{0{,}33^2 + 0{,}2^2} = 0{,}39$ м: ВНК надёжно выше ЗСВ.
Давление входа, которое следует из замеров давления и каротажа: $p_d = 3{,}425\cdot 2{,}0 = 6{,}85$ кПа (±1,3 кПа).
Давление входа по керну, пересчитанное на пластовые флюиды (пересчёт кривой): натяжения смачивания $24\cos 30^\circ = 20{,}78$ и $480\,|\cos 140^\circ| = 367{,}7$ мН/м; $p_d = 125\cdot 20{,}78/367{,}7 = 7{,}06$ кПа.
Высота ВНК над ЗСВ по керну: $h_d = 7{,}06/3{,}425 = 2{,}1$ м — против 2,0 м по давлению и каротажу.

Ответ: Давление входа по давлению и каротажу — 6,85 ± 1,3 кПа, по керну — 7,06 кПа: три независимых источника согласуются.

Что это значит. Расхождение ВНК и ЗСВ на два метра объясняется капиллярными силами, и других причин искать не нужно. Подсчёт запасов ведут по профилю насыщенности над ЗСВ, а не от ВНК как от плоской границы. Если бы ВНК по каротажу оказался заметно ниже ЗСВ, это указывало бы на неподвижную нефть или ошибку замеров (ниже). Данные примера условные.

Почему ВНК по каротажу и ЗСВ по давлению расходятся

Причина: Капиллярные силы, порода разного качества
ВНК относительно ЗСВ: выше на $h_d$ ; в плотных пропластках — на метры
Как проверить: кривые капиллярного давления керна, общее ЗСВ у разных пропластков

Причина: Неподвижные углеводороды под палеоконтактом
ВНК относительно ЗСВ: ниже: каротаж видит нефть, давление — линию воды
Как проверить: проба или испытание интервала дают только воду

Причина: Гидрофобная порода в переходной зоне
ВНК относительно ЗСВ: ниже: переходная зона под ЗСВ
Как проверить: смачиваемость по керну; нефть здесь подвижна

Причина: Отдельная гидродинамическая система
ВНК относительно ЗСВ: любое
Как проверить: смещённые линии давления, разломы и покрышки на разрезе

Причина: Течение воды в водоносном пласте
ВНК относительно ЗСВ: контакт наклонён, различается по скважинам
Как проверить: уровни в разных скважинах, градиент воды (Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода)

Причина	ВНК относительно ЗСВ	Как проверить
Капиллярные силы, порода разного качества	выше на $h_d$ ; в плотных пропластках — на метры	кривые капиллярного давления керна, общее ЗСВ у разных пропластков
Неподвижные углеводороды под палеоконтактом	ниже: каротаж видит нефть, давление — линию воды	проба или испытание интервала дают только воду
Гидрофобная порода в переходной зоне	ниже: переходная зона под ЗСВ	смачиваемость по керну; нефть здесь подвижна
Отдельная гидродинамическая система	любое	смещённые линии давления, разломы и покрышки на разрезе
Течение воды в водоносном пласте	контакт наклонён, различается по скважинам	уровни в разных скважинах, градиент воды (Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода)

Кроме того, расхождение дают ошибки замеров: перезаряд плотных водоносных пропластков сдвигает линию воды вправо, а ЗСВ — вверх; ошибка привязки глубин каротажа и опробователя сдвигает уровни друг относительно друга.

Неподвижная нефть ниже контакта. Залежь могла сформироваться при другом положении контакта: потом структура наклонилась, блок опустился по разлому, часть нефти ушла или пластовая вода поднялась. Нижняя часть прежней залежи прошла пропитку, и нефть осталась там в виде разобщённых капель при остаточной нефтенасыщенности (профиль пропитки). Каротаж сопротивления видит в этом интервале углеводороды, а давление — линию воды: нефть не сплошная и своего давления не передаёт. Нижняя граница такой зоны — палеоконтакт (paleo-contact), след прежнего ВНК. Нефть в ней не извлекается обычной разработкой и в подвижные запасы не входит, поэтому интервал между ЗСВ и контактом по каротажу проверяют пробой опробователя (Отбор проб пластовых флюидов) или испытанием.

Обратный случай — пропущенный пласт. Иногда давление показывает линию нефти там, где каротаж сопротивления нефти не видит: в тонкозернистых глинистых и алевритистых песчаниках с высокой остаточной водонасыщенностью и в разрезах с пресной пластовой водой, где сопротивления нефтенасыщенной и водонасыщенной породы близки (Насыщенность глинистых коллекторов). Градиент нефти в таком интервале — сильный довод за подвижную нефть, и его проверяют пробой.

Битумный слой. В подошве некоторых нефтяных залежей лежит слой, где нефть превратилась в малоподвижный битум (tar mat), — обычно там скопились выпавшие из нефти асфальтены. На съёмке он выглядит как серия «сухих» претестов без притока между нефтяной и водоносной частями. Такой слой может разобщить нефть и законтурную воду, и это важно для оценки притока воды при разработке (Модели притока законтурной воды).

Линия воды по региональным данным

Скважина может не вскрыть водоносную часть или вскрыть её в плотных породах, где претесты не стабилизируются или перезаряжены. Тогда линию воды строят по данным со стороны: плотность пластовой воды — по анализу проб, давление в водоносной системе — по замерам в соседней скважине, вскрывшей тот же водоносный пласт. Плотность воды, измеренную при стандартных условиях, переводят в пластовые условия через объёмный коэффициент воды: масса та же, объём в пласте больше в $B_w$ раз (в обычных пластовых условиях нагрев расширяет воду сильнее, чем давление её сжимает).

Плотность и градиент пластовой воды по анализу

\rho_{w,\text{пл}} = \frac{\rho_{w,\text{ст}}}{B_w},\qquad G_w = \rho_{w,\text{пл}}\,g

где:

$\rho_{w,\text{ст}}$ плотность пробы воды при стандартных (лабораторных) условиях; по минерализации — Пластовая вода и пластовая температура, кг/м³
$B_w$ объёмный коэффициент воды: объём в пласте на единицу объёма при стандартных условиях; для вод без газа обычно 1,00–1,05, м³/м³
$G_w$ градиент давления воды в пласте, Па/м
$g$ ускорение свободного падения, 9,81, м/с²

Единицы: СИ; в метрической форме $G_w$ [кПа/м] $= 9{,}81\,\rho_{w,\text{пл}}$ [г/см³]

Справедливо, если

растворённым газом пренебрегают (иначе плотность считают по массе воды и газа);
минерализация и температура одинаковы в интервале, по которому линию продлевают.

Ошибка плотности 0,005 г/см³ — это 0,05 кПа/м; на 20 м продления линии она даёт около 1 кПа. Опасна не она, а сдвиг уровня линии, который приносят давление и глубина из другой скважины.

Расчётный примерЗСВ в скважине на крыле по региональной линии воды

Исходные данные (условные)

Скважина 2, претесты нефтяной части (глубина, м — давление, МПа): 2488,0 — 27,5857; 2494,5 — 27,6335; 2501,0 — 27,6781; 2508,5 — 27,7326; 2515,0 — 27,7762; 2522,0 — 27,8270; все кондиционные. Водоносная часть здесь плотная, её претесты подозрительны на перезаряд, и в линию воды их не берут
Вода по анализу: 1,092 г/см³ при 20 °C, $B_w = 1{,}020$ ; ошибка плотности ±0,005 г/см³
Давление в водоносной части: в первой скважине: 28,163 МПа на 2560,0 м (тема Пластовое давление и температура)
Точность в каждой скважине: манометр ±7 кПа, глубина по вертикали ±1,0 м (одна стандартная ошибка)

Решение

Линия нефти скважины 2: $G_o = 7{,}068$ кПа/м, $s = 1{,}07$ кПа; на 2540 м — 27,95406 МПа.
Линия воды: $\rho_w = 1{,}092/1{,}020 = 1{,}0706$ г/см³, $G_w = 9{,}81\cdot 1{,}0706 = 10{,}503$ кПа/м; на 2540 м $28{,}163 - 0{,}010503\cdot 20 = 27{,}95294$ МПа.
Пересечение: нефть выше воды на 1,12 кПа, разность градиентов 3,435 кПа/м, ЗСВ $= 2540 + 1{,}12/3{,}435 = 2540{,}3$ м.
Бюджет ошибок разности давлений на ЗСВ: линия нефти на этой глубине 1,4 кПа; плотность воды $9{,}81\cdot 0{,}005 = 0{,}049$ кПа/м на 19,7 м продления — 1,0 кПа; два манометра $7\sqrt2 = 9{,}9$ кПа; глубины двух скважин $\sqrt{(7{,}068\cdot 1)^2 + (10{,}503\cdot 1)^2} = 12{,}7$ кПа.
Сумма $\sqrt{1{,}4^2 + 1{,}0^2 + 9{,}9^2 + 12{,}7^2} = 16{,}2$ кПа, стандартная ошибка ЗСВ $16{,}2/3{,}435 = 4{,}7$ м.

Ответ: ЗСВ в скважине 2 — 2540,3 ± 5 м: в пределах ошибки он совпадает с ЗСВ новой скважины, но определён в 14 раз грубее.

Что это значит. Внутри одной скважины ошибки манометра и глубин общие для обеих линий и сокращаются; при линиях из разных скважин они остаются и дают почти всю ошибку. Разброс точек и плотность воды здесь второстепенны. Уменьшить погрешность можно, получив уровень воды в самой скважине 2 — по кондиционным водоносным претестам или по перезаряженным с учётом перезаряда (Перезаряд пласта и оценка проницаемости по опробователю), — или уточнив привязку глубин по инклинометрии и альтитудам. Отдельная опасность — время: если водоносный пласт истощается отбором соседнего месторождения, давление в нём между съёмками падает, и линию, построенную по старому замеру, сначала приводят к дате новой съёмки. Данные примера условные.

Региональная линия требует равновесия

Линию воды из соседней скважины можно продлевать, только если водоносный пласт непрерывен между скважинами, вода в нём неподвижна, а минерализация и температура близки. Течение воды наклоняет контакты, и тогда уровни в разных скважинах закономерно различаются (Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода); градиент воды больше гидростатического в однородном пласте указывает на восходящий поток, а не на тяжёлую воду. Совмещение данных многих скважин в одной обработке — тема Метод вынужденного градиента и анализ по нескольким скважинам.

Несколько систем флюидов и изолированные блоки

Залежь может состоять из нескольких систем, не сообщающихся между собой: пластов, разделённых выдержанными глинистыми покрышками, или блоков, разделённых непроницаемыми разломами (экранирующие разломы). Каждая такая система — гидродинамически изолированный блок (compartment) со своими линиями давления и своими контактами. На графике «давление — глубина» это видно как параллельные линии одного флюида, смещённые относительно друг друга, или как ступени давления на границах пластов. Смещение больше погрешности сравнения — признак раздельных систем.

Обратное утверждение неверно. Совпадение линий показывает только, что за геологическое время давления выровнялись. Разлом или прослой с очень малой проводимостью успевает выровнять давление за миллионы лет, но почти не пропускает флюид за годы разработки. Сообщаемость при разработке проверяют исследованиями — гидропрослушиванием, наблюдением за давлением в соседних блоках (Частично проводящие разломы, Замеры давления в разрабатываемых пластах: барьеры и точность).

Претесты скважины 3 за разломом

Глубина, м: 2488,5
Давление, МПа: 27,4905
Где: нефтяная часть

Глубина, м: 2493,0
Давление, МПа: 27,5210
Где: нефтяная часть

Глубина, м: 2498,5
Давление, МПа: 27,5617
Где: нефтяная часть

Глубина, м: 2503,0
Давление, МПа: 27,5923
Где: нефтяная часть

Глубина, м: 2507,5
Давление, МПа: 27,6237
Где: нефтяная часть

Глубина, м: 2516,0
Давление, МПа: 27,7015
Где: водоносная часть

Глубина, м: 2523,5
Давление, МПа: 27,7791
Где: водоносная часть

Глубина, м	Давление, МПа	Где
2488,5	27,4905	нефтяная часть
2493,0	27,5210	нефтяная часть
2498,5	27,5617	нефтяная часть
2503,0	27,5923	нефтяная часть
2507,5	27,6237	нефтяная часть
2516,0	27,7015	водоносная часть
2523,5	27,7791	водоносная часть

Все замеры кондиционные; давления абсолютные, глубины по вертикали. Данные условные.

Расчётный примерБлок за разломом: та же нефть, другая система

Исходные данные (условные)

Скважина 3: пять претестов в нефтяной и два в водоносной части (таблица выше)
Опорные линии месторождения: нефть и вода новой скважины (первый пример): $G_o = 7{,}065$ , $G_w = 10{,}490$ кПа/м
Точность сравнения разных скважин: около ±16 кПа (как в примере со скважиной 2)

Решение

Линия нефти скважины 3: $G_o = 7{,}04$ кПа/м — та же нефть, что в новой скважине.
На глубине 2500 м она проходит на 100 кПа левее линии нефти новой скважины — в 6 раз больше погрешности сравнения скважин: нефть блока — отдельная система.
Водоносные точки скважины 3 отличаются от линии воды новой скважины не больше чем на 1,1 кПа — в пределах погрешности сравнения: водоносный пласт, вероятно, общий.
ЗСВ блока — пересечение его линии нефти с общей линией воды: 2510,9 м, на 29,3 м выше, чем в основном блоке; ошибка — около ±5 м из-за сравнения разных скважин.

Ответ: Нефть за разломом образует отдельную систему с ЗСВ около 2510,9 м — примерно на 29 м выше, чем в основном блоке, при общем водоносном пласте.

Что это значит. Разлом держит нефть, но, по-видимому, пропускает воду: так работает капиллярный экран, давление входа которого больше давления, создаваемого столбом нефти. Другой вариант — блок заполнился лишь до своей точки перелива. Для запасов это два разных объёма нефти со своими контактами, и ВНК по каротажу в скважине 3 должен оказаться около 2509 м, если породы те же. Если бы водоносные точки скважины 3 тоже были смещены, водоносные системы оказались бы раздельными, и ЗСВ блока пришлось бы искать по его собственным водоносным замерам. Данные примера условные.

РасчётПревышение давления над общей линией воды: нефть основного блока (новая скважина) и нефть блока скважины 3. Параллельные линии нефти смещены на 0,1 МПа, поэтому пересекают линию воды на разных глубинах.

Высокие залежи и изменение состава с глубиной. В залежах высотой в сотни метров состав флюида может закономерно меняться с глубиной: тяжёлые компоненты концентрируются внизу (градиент состава, compositional grading; Типы пластовых флюидов). Плотность нефти растёт с глубиной, и линия нефти слегка изгибается; прямая по её верхней части, продолженная вниз, ошибается тем сильнее, чем длиннее экстраполяция. В системах вблизи критической точки газоконденсат вверху может плавно, без чёткой границы, переходить в летучую нефть внизу: «ГНК» на графике — это лишь изгиб, а контраст градиентов мал (таблица выше), и положение перехода определено грубо.

Градиент, которого не может быть. Градиент воды больше гидростатического в однородном пласте означает восходящий поток, меньше — нисходящий; линия нефти с градиентом воды — неподвижную нефть или ошибочную классификацию точек. Неравновесные системы — висячие и наклонные контакты, течение в водоносном пласте — разобраны в теме Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода, профили давления в разрабатываемых пластах — в теме Замеры давления в разрабатываемых пластах: барьеры и точность.

Термины и обозначения

Зеркало свободной воды (ЗСВ): уровень, где давления нефти (газа) и воды равны и капиллярное давление равно нулю; находится по пересечению линий давления фаз.
ВНК по каротажу: граница, ниже которой порода полностью водонасыщена; в гидрофильной породе лежит выше ЗСВ на $h_d = p_d/(\Delta\rho\,g)$ .
Регистрируемое давление: давление, которое показывает опробователь: в гидрофильной породе — давление сплошной нефти выше ВНК и давление воды ниже.
График превышения: разность замеренного давления и опорной линии (обычно линии воды) по глубине; делает видимыми смещения в единицы килопаскалей.
Палеоконтакт: прежнее положение контакта, отмеченное остаточной нефтенасыщенностью ниже современного ЗСВ; каротаж видит там углеводороды, давление — линию воды.
Гидродинамически изолированный блок: часть залежи без сообщения с соседними; на графике давления — своя, смещённая линия и свои контакты.
$\sigma_{z^*}$: стандартная ошибка глубины пересечения двух линий давления.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Пересечение линий давления — это ВНК, и каротаж должен показать то же самое».

На самом деле

Пересечение — это ЗСВ. ВНК по каротажу лежит выше на высоту, отвечающую давлению входа породы: в хорошем песчанике на доли метра, в плотной породе на метры.

Неверно

«По трём точкам градиент определён, раз через них проходит прямая».

На самом деле

С одной степенью свободы разброс точек оценить нельзя: 95-процентный интервал плотности по трём точкам в несколько раз шире, чем по пяти на том же интервале. Нужны четыре-пять кондиционных точек на линию и как можно более широкий интервал.

Неверно

«Манометр точен до сотых килопаскаля, значит, ЗСВ по региональной линии воды определён до сантиметров».

На самом деле

При линиях из разных скважин в ошибку входят абсолютная точность манометров и привязка глубин — десятки килопаскалей и метры. В одной скважине эти ошибки общие и сокращаются.

Неверно

«Каротаж показывает нефть до 2551 м, значит, нефть подвижна до 2551 м».

На самом деле

Если давление в этом интервале ложится на линию воды, нефть в нём разобщена и неподвижна — это остаточная нефть под палеоконтактом. Вывод подтверждают пробой или испытанием.

Неверно

«Линии давления в двух блоках совпали — блоки сообщаются и будут разрабатываться как один».

На самом деле

Совпадение показывает лишь, что давления выровнялись за геологическое время. Сообщаемость за годы разработки проверяют гидродинамическими исследованиями и наблюдением за давлением.

Подробно: для продвинутых

Откуда формула ошибки контакта

Линия, подобранная методом наименьших квадратов, проходит через точку $(\bar z, \bar p)$ и имеет наклон $G$ . Давление на ней на глубине $z$ равно $\bar p + G\,(z - \bar z)$ . Среднее $\bar p$ имеет дисперсию $s^2/n$ , наклон — $s^2/\sum(z_i - \bar z)^2$ , и при отсчёте от средней глубины эти две оценки независимы. Отсюда дисперсия давления на линии $\sigma^2(z) = s^2[1/n + (z - \bar z)^2/\sum(z_i - \bar z)^2]$ .

Пересечение двух линий — корень уравнения $p_a(z) - p_b(z) = 0$ . Если давления на линиях сдвинуть на малые $\delta p_a$ и $\delta p_b$ , корень сдвинется на $(\delta p_a - \delta p_b)/(G_b - G_a)$ : разность давлений меняется с глубиной со скоростью $G_b - G_a$ . Ошибки двух линий независимы, поэтому дисперсии складываются, и получается формула основного раздела. Ошибки наклонов в ней учтены через второе слагаемое в скобке — сдвиг уровня линии на глубине пересечения.

Систематические ошибки складываются иначе. Постоянная поправка манометра $\delta$ , общая для всех точек съёмки, меняет обе линии на $\delta$ , и их разность не меняется. Общий сдвиг глубин $\Delta z$ переносит всю картину вниз или вверх: пересечение сдвигается вместе с ней, но относительно каротажа той же скважины, привязанного по гамма-каротажу, остаётся на месте. Если же линии взяты из разных скважин, каждая сдвигается по-своему, и в числитель добавляют дисперсии $\delta$ обеих скважин и $(G\,\sigma_z)^2$ для глубин каждой из них.

ГНК, которого скважина не вскрыла: давление насыщения

Газонефтяной контакт ищут по пересечению линий газа и нефти, но газовая шапка вскрыта не везде. В равновесной залежи нефть на ГНК насыщена газом: её давление насыщения равно давлению на контакте. Если пробу нефти отобрали, а состав нефти по высоте не меняется, ГНК — та глубина, где линия нефти достигает давления насыщения пробы. Если давление на линии нефти у кровли структуры выше давления насыщения, газовой шапки нет.

ГНК по линии нефти и давлению насыщения

z_{\text{ГНК}} = \bar z_o + \frac{p_{\text{нас}} - \bar p_o}{G_o},\qquad \sigma_{z_{\text{ГНК}}} \approx \frac{\sigma_{p_{\text{нас}}}}{G_o}

где:

$\bar z_o,\ \bar p_o$ средние глубина и давление точек линии нефти, м, Па
$p_{\text{нас}}$ давление насыщения нефти по пробе, Па
$G_o$ градиент нефти, Па/м
$\sigma_{p_{\text{нас}}}$ погрешность давления насыщения (лабораторная и пробоотбора), Па
$\sigma_{z_{\text{ГНК}}}$ стандартная ошибка найденного ГНК (ошибка самой линии нефти намного меньше), м

Единицы: любые согласованные

Справедливо, если

залежь в равновесии, газовая шапка и нефть сообщаются;
состав нефти по высоте постоянен; при градиенте состава давление насыщения пробы, отобранной ниже ГНК, меньше, чем у нефти на контакте, и ГНК по этой формуле получается выше истинного.

Делитель — градиент нефти, а не разность градиентов, поэтому каждые 70 кПа ошибки давления насыщения дают около 10 м ошибки контакта. Метод надёжно отвечает на вопрос, есть ли газовая шапка, но место контакта даёт грубо.

Расчётный примерЕсть ли газовая шапка над новой скважиной

Исходные данные (условные)

Линия нефти новой скважины: $\bar z_o = 2501{,}06$ м, $\bar p_o = 27{,}67893$ МПа, $G_o = 7{,}065$ кПа/м
Проба нефти с 2503,5 м: давление насыщения 27,42 МПа, погрешность ±0,5 %
Кровля структуры: 2385 м

Решение

На кровле линия нефти дала бы $27{,}67893 + 0{,}007065\cdot(2385 - 2501{,}06) = 26{,}859$ МПа — ниже давления насыщения. Однофазная нефть при таком давлении существовать не может, значит, выше по структуре — газовая шапка.
Глубина, где линия нефти достигает 27,42 МПа: $2501{,}06 + (27{,}42 - 27{,}67893)/0{,}007065 = 2464$ м.
Погрешность: $0{,}005\cdot 27{,}42 = 0{,}137$ МПа, $137/7{,}065 = 19$ м.

Ответ: Газовая шапка есть; ГНК — около 2464 ± 19 м, в согласии с пересечением линий газа и нефти (около 2465 м) в теме о пластовом давлении.

Что это значит. Пересечение линий давления определяет ГНК точнее на порядок, но требует замеров в газовой шапке. Давление насыщения подтверждает, что шапка есть, и даёт независимую проверку. Если состав нефти меняется с высотой, сначала проверяют, на какой глубине отобрана проба и насколько давление насыщения меняется по разрезу. Данные примера условные.

Гидрофобная порода: зеркальная картина

В сильно гидрофобной породе смачивающая фаза — нефть. Капиллярное давление, определённое как разность давлений нефти и воды, отрицательно, а переходная зона лежит ниже ЗСВ: нефть «втягивается» вниз, в водоносную часть, против силы плавучести. Рассуждение о большой полости даёт зеркальный ответ: в переходной зоне её заполняет несмачивающая фаза, вода, и прибор показывает давление воды. Поэтому в гидрофобной породе линия воды тянется вверх до ЗСВ, а нефть по каротажу видна и ниже пересечения линий — и, в отличие от остаточной нефти под палеоконтактом, она подвижна.

На практике сильная гидрофобность именно в переходной зоне редка. Нефтяная часть высоко над контактом часто бывает гидрофобной или со смешанной смачиваемостью (Смачиваемость и межфазные явления), а у контакта, где воды много, порода обычно остаётся гидрофильной. Поэтому, если каротаж видит углеводороды ниже пересечения линий, первая гипотеза — остаточная нефть, вторая — гидрофобность; различают их пробой и испытанием интервала.

Связь с другими темами

Замеры давления опробователем пластов на кабеле — претесты, их классы, точность замеров и градиент по набору точек.
Пластовое давление и температура — градиенты флюидов, контакты по двум точкам на зону, давление в кровле залежи.
Капиллярное давление и переходная зона — давление входа, переходная зона и почему ВНК выше ЗСВ.
Перезаряд пласта и оценка проницаемости по опробователю — перезаряд плотных пропластков и как он сдвигает линии и контакты.
Метод вынужденного градиента и анализ по нескольким скважинам — линии с известным градиентом и совместная обработка нескольких скважин.
Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода — висячие и наклонные контакты, течение в водоносном пласте.
Общий объём пород по картам — как положение контакта переходит в объём пород залежи.
Разломы — экранирующие разломы и гидродинамически изолированные блоки.
Типы пластовых флюидов — изменение состава флюида с глубиной в высоких залежах.

Проверьте себя

1
Претест на 1,5 м ниже ВНК по каротажу, но на 0,8 м выше ЗСВ, найденного по пересечению линий. На какой линии должна лечь его точка в гидрофильной породе?
1. А.Точка всегда некондиционна
2. Б.На линии нефти
3. В.На линии воды
4. Г.Посередине между линиями
Показать ответ
Правильный ответ: В. На линии воды
Ниже ВНК порода полностью водонасыщена: капиллярное давление там меньше давления входа, и нефть в неё не вошла. Прибор показывает давление воды, хотя линия нефти, продолженная вниз, на этой глубине ещё правее линии воды.
2
Линия нефти: $p = 24{,}316 + 0{,}00695\,(z - 2300)$ МПа. Линия воды по другой части той же скважины: $p = 24{,}874 + 0{,}01030\,(z - 2360)$ МПа. Найдите ЗСВ.
Показать ответ
На глубине 2360 м нефть: $24{,}316 + 0{,}00695\cdot 60 = 24{,}733$ МПа, вода 24,874 МПа — вода выше на 0,141 МПа. Разность градиентов $10{,}30 - 6{,}95 = 3{,}35$ кПа/м, значит, линии сходятся на $141/3{,}35 = 42{,}1$ м выше: ЗСВ около 2317,9 м.
3
На глубине пересечения стандартные ошибки линий нефти и воды — 1,2 и 1,6 кПа, разность градиентов — 2,5 кПа/м. Какова стандартная ошибка ЗСВ и что сильнее всего её уменьшит, если точки линии воды лежат на 30 м ниже пересечения?
Показать ответ
$\sqrt{1{,}2^2 + 1{,}6^2}/2{,}5 = 2{,}0/2{,}5 = 0{,}8$ м. Ошибка линии воды на глубине пересечения велика из-за экстраполяции на 30 м, поэтому лучше всего помогут дополнительные претесты в водоносной части ближе к контакту, а не новые точки далеко от него.
4
По каротажу сопротивления нефть видна до 2551 м, а претесты от 2541 до 2556 м ложатся на линию воды; линии нефти и воды пересекаются на 2540,5 м. Что вероятнее всего?
1. А.Капиллярные силы опустили ВНК ниже ЗСВ в гидрофильной породе
2. Б.Нефть в интервале 2540–2551 м разобщена и неподвижна — остаточная нефть под палеоконтактом
3. В.ЗСВ на самом деле на 2551 м, претесты ошибочны
4. Г.Перезаряд водоносных пропластков
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Нефть в интервале 2540–2551 м разобщена и неподвижна — остаточная нефть под палеоконтактом
В гидрофильной породе ВНК может быть только выше ЗСВ. Нефть, видимая каротажем ниже пересечения линий, при линии воды на давлении — разобщённые капли, оставшиеся после подъёма контакта или перестройки залежи. Это проверяют пробой опробователя или испытанием интервала; если порода гидрофобна, нефть могла бы быть и подвижной.
5
Почему ГНК лёгкой нефти и газа по пересечению линий обычно определяется точнее, чем ЗСВ тяжёлой нефти, при одинаковой точности замеров?
Показать ответ
Ошибка контакта обратно пропорциональна разности градиентов фаз. У нефти 0,72 и газа 0,20 г/см³ она около 5,1 кПа/м, у воды 1,07 и нефти 0,90 г/см³ — около 1,7 кПа/м: каждый килопаскаль ошибки сдвигает ГНК примерно на 0,2 м, а ЗСВ тяжёлой нефти — на 0,6 м.
6
Линия нефти скважины в соседнем блоке параллельна линии основного блока, но на 60 кПа правее; погрешность сравнения скважин около 15 кПа. Водоносный пласт по данным обеих скважин общий. Где ЗСВ этого блока относительно основного, если разность градиентов воды и нефти 3,4 кПа/м?
1. А.Определить нельзя в принципе
2. Б.Глубже примерно на 18 м
3. В.На той же глубине
4. Г.Выше примерно на 18 м
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Глубже примерно на 18 м
Смещение 60 кПа в четыре раза больше погрешности: блок — отдельная система. Линия нефти правее (давление больше) пересекает общую линию воды ниже: на $60/3{,}4 \approx 18$ м. Столб нефти в этом блоке больше — например, у него глубже точка перелива.

Обновлено: 16 октября 2026 г.