Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода

В неразрабатываемой залежи флюиды за геологическое время пришли в равновесие. Если пластовая вода неподвижна и сообщается по всей площади, все скважины видят одну линию нефти и одну линию воды, и их пересечение — одно зеркало свободной воды на залежь (контакт по пересечению линий). У этого правила есть условие: вода должна быть единой и неподвижной. Если она разделена на замкнутые объёмы или течёт, её давление на одной и той же глубине в разных скважинах различается, и ЗСВ у каждой скважины — свой.

Давления разных скважин сравнивают, пересчитав их к общей плоскости приведения $z_{\text{пр}}$ по градиенту своего флюида. Это приведённое давление, или потенциал: $\Phi = p + G\,(z_{\text{пр}} - z)$, где $G = \rho g$, а $z$ — глубина по вертикали ниже уровня моря (системы отсчёта глубин). В неподвижной сообщающейся фазе приведённое давление одинаково на любой глубине и в любой скважине; флюид течёт от большего потенциала к меньшему (Замеры давления в разрабатываемых пластах: барьеры и точность). Для воды разность приведённых давлений, делённая на её градиент, — это разность напоров (hydraulic head): высот, до которых поднялась бы вода в скважинах. Отметки напоров по площади образуют пьезометрическую поверхность (potentiometric surface).

Разные уровни воды при общей нефти бывают по нескольким причинам. Их проверяют по порядку, начиная с самых частых и дешёвых для проверки.

Ловушка заполняется сверху вниз: нефть, приходя по пласту, вытесняет воду, и вода должна уйти вниз по пласту, в водоносную часть. Если путь воды перекрыт, нефть дальше не пройдёт. Так возникает висячая вода. Возьмём два соседних блока, разделённых разломом. Пласт блока Б стыкуется по разлому с пластом блока А только на части высоты — в окне сопоставления (juxtaposition window); выше и ниже окна пласт одного блока упирается в глины другого (экранирование разломами). С остальных сторон водоносная часть блока Б тоже замкнута: подошвой, выклиниванием пласта, другим разломом.

Пока ЗСВ блока А выше подошвы окна, вода из блока Б уходит через нижнюю часть окна, и уровень в блоках общий. Когда нефть в блоке А опускается ниже подошвы окна, окно целиком заполнено нефтью. Через нефтенасыщенный пласт вода почти не течёт — её относительная проницаемость там близка к нулю (Относительная проницаемость). Вода блока Б оказывается заперта, его ЗСВ останавливается на глубине подошвы окна, а ЗСВ блока А опускается дальше по мере заполнения. Так же действует седловина между двумя куполами, если пласт на ней тонкий: ЗСВ дальнего купола остаётся на подошве пласта в седловине — в самой глубокой точке, через которую ещё могла пройти вода.

Нефть блоков — одна система: она сообщается через окно, и её давление общее. А вода блока Б уравновешена нефтью на своём ЗСВ, поэтому её давление выше давления основного водоносного пласта на той же глубине — на величину, которую создаёт столб нефти между двумя ЗСВ:

Удобнее всего смотреть на такие данные на графике превышения над общей линией нефти (график превышения): нефтяные точки обеих скважин ложатся на вертикаль нуля, а водоносные — на две параллельные прямые с наклоном $G_w - G_o$, каждая из которых приходит к нулю на своём ЗСВ.

Вода остаётся внутри залежи везде, где у неё не было выхода, когда приходила нефть: в песчаных линзах, со всех сторон окружённых глинами; в блоках, ограниченных экранирующими разломами, куда нефть не попала совсем; в замкнутых прогибах между куполами. Такую воду называют защемлённой (trapped water). Её не надо путать с остаточной водой в порах: та неподвижна и рассеяна по всей нефтенасыщенной породе (Насыщенность пласта флюидами), а здесь речь о целом объёме подвижной воды.

На каротаже защемлённая вода видна как водоносный пласт среди нефтеносных: сопротивление низкое при обычной пористости, выше и ниже — нефть. Опасность — принять кровлю такого пласта за ВНК и «отрезать» нижнюю часть залежи или перфорировать воду. Выдаёт линзу давление: её претест не ложится на линию нефти. Линза, замкнувшаяся до прихода нефти, сохранила давление воды того времени и обычно лежит на региональной линии воды. В залежи из примера выше такая линза на 2480 м показала бы около 26,175 МПа — на 172 кПа ниже давления нефти на той же глубине: ровно на превышение давления нефти над водой в 50 м над ЗСВ блока А.

Для подсчёта запасов защемлённые тела вычитают из нефтеносного объёма, но контакт залежи по ним не проводят: нефть ниже линзы продолжается до общего ЗСВ. При разработке вскрытая линза даёт короткий приток воды без подпора — её замкнутый объём быстро истощается, — а нефть вокруг ведёт себя как обычно.

Вода в осадочном бассейне редко совсем неподвижна. Течение вызывают две причины. Первая — уплотнение: погружающиеся осадки отжимают поровую воду, и она уходит туда, где давление ниже, — к бортам бассейна и вверх по пластам. Вторая — рельеф: пласт, выходящий на поверхность в горах, заполнен водой до высокой отметки и пополняется атмосферными осадками; вода стекает по нему к низинам, где пласт выходит на поверхность ниже или откуда вода может просочиться вверх через тонкие покрышки (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание). В разные эпохи жизни бассейна преобладает то одна причина, то другая. Скорости такого течения — сантиметры и метры в год, но давление воды при этом меняется по площади, и этого достаточно, чтобы наклонить контакт.

Нефть в ловушке неподвижна, и её приведённое давление одно. Давление же воды под ней меняется от скважины к скважине вместе с напором, и по формуле для ЗСВ контакт опускается туда, куда течёт вода, — получается наклонный контакт. Вывод формулы наклона и пример с заданным уклоном пьезометрической поверхности — в теме о ловушках. Здесь важнее, как найти этот уклон по замерам давления.

Уклон $\nabla\Phi_w$ — вектор: у него есть величина и направление. Две скважины дают лишь его составляющую вдоль соединяющей их линии. Нужны три скважины, не лежащие на одной прямой: через три точки проходит единственная плоскость $\Phi_w(x, y) = \Phi_{w1} + b\,x + c\,y$. Скважины, вскрывшие только воду, здесь так же полезны, как нефтяные, — важно лишь приведённое давление воды. Точность растёт с расстоянием между скважинами и с площадью треугольника: на нескольких километрах разность давлений воды составляет десятки килопаскалей, а погрешность каждой скважины — около 12 кПа. Если скважины стоят почти на одной линии, направление уклона поперёк неё остаётся неизвестным.

Ни один признак сам по себе не решает дела — решает их совокупность. Таблица сводит главные признаки трёх картин, которые чаще всего путают.

Каротаж добавляет свои признаки течения воды. Если поток возник после заполнения ловушки, на крыле, откуда течёт вода, контакт поднялся, и ниже него в породе осталась остаточная нефть — палеоконтакт, который видит каротаж, но не давление. На противоположном крыле нефть опустилась, и следов не осталось. Вода из области питания обычно пресней: на этом крыле меняется её сопротивление $R_w$, и насыщенность по каротажу считают с разными $R_w$ по площади (Определение сопротивления пластовой воды). Нефть у контакта на таком крыле бывает тяжелее и вязче: проточная вода выносит лёгкие компоненты и приносит бактерии, разрушающие нефть.

Наклон без потока. Контакт бывает наклонён и в неподвижной воде, если равновесие ещё не установилось: поздние тектонические движения наклонили ловушку, а в плотном пласте нефть и вода перетекают так медленно, что не успели выровнять границу. В хороших коллекторах на это уходит геологически короткое время, поэтому такое объяснение рассматривают для низкопроницаемых пластов и проверяют по истории структуры.

Объём. Висячая вода делит залежь на части со своими контактами, и каждую считают по своей кривой «площадь — глубина» (Общий объём пород по картам). Наклонный контакт одной такой кривой не описывается: строят карту высоты залежи — разности глубин контакта и кровли — и суммируют её по площади. В куполе из примера горизонтальный контакт на уровне ЗСВ скважины 1 дал бы 1,60 млрд м³ пород залежи, наклонный через ту же точку — на 29 % больше, а центр залежи сдвинут на 1,8 км по потоку (дополнительный раздел).

Скважины. На крыле, куда течёт вода, нефть уходит глубже, чем обещает горизонтальный контакт, на противоположном — вода стоит выше. Интервалы перфорации и расстояние до контакта, от которого зависит подтягивание конуса воды (Конусообразование воды и газа), считают от местного контакта, а не от одной отметки на всю залежь.

Энергия пласта. Висячая вода — небольшой замкнутый объём: подпора законтурных вод в таком блоке нет, давление в нём держат только упругое расширение и переток нефти из соседнего блока, и нередко нужна закачка. Наклон контакта, наоборот, говорит о протяжённом и проницаемом водоносном пласте, сообщающемся с областью питания, — то есть об условиях для водонапорного режима (водонапорный режим).

Газовая шапка и оторочка. В потоке воды газонефтяной контакт остаётся горизонтальным — нефть и газ неподвижны, — а водонефтяной наклонён. Поэтому толщина нефтяной оторочки меняется по площади: на крыле, откуда течёт вода, она тоньше и может сойти на нет, и там газ ложится прямо на воду.

Контакты меняются со временем. Добыча из общего водоносного пласта на соседнем месторождении понижает давление воды в сторону этого месторождения — возникает уклон, которого до разработки не было, и уровни воды в скважинах, пробуренных позже, расходятся. Поэтому замеры разных лет сравнивают, только приведя их к одной дате (Замеры давления в разрабатываемых пластах: барьеры и точность), а разность уровней воды в новых скважинах сначала проверяют на истощение водоносного пласта.