Наклон водонефтяного контакта (часто используют аббревиатуру ВНК) — это не просто геометрическое явление, а результат взаимодействия плотностей флюидов, капиллярных свойств породы и гидродинамического режима пласта. В статически уравновешенном коллекторе при отсутствии течений и при пренебрежимо малом капиллярном давлении свободная поверхность воды была бы горизонтальна, а ВНК совпадал бы с некоторой постоянной отметкой по абсолютной глубине. Однако в реальных пластах стремление воды к движению из питающей области (аквифера) в сторону залежи, неоднородность проницаемости и наличие капиллярно-переходной зоны приводят к тому, что поверхность ВНК принимает наклон, иногда весьма значительный. Понимание природы этого наклона критично для точной оценки запасов, построения карт ВНК, планирования расположения скважин и прогнозирования обводнения.

Ключ к пониманию — в понятии потенциометрической поверхности. Для каждой фазы (нефти и воды) вводят гидравлический напор, который можно представить как сумму пьезометрического давления и высотного члена. Если вода в аквифере движется по градиенту потенциала, её поверхность напора наклонена; из-за разницы плотностей нефти и воды на контакте должно соблюдаться условие равенства давлений (с учётом или без учёта капиллярного давления). Это означает, что когда вдоль залежи меняется давление воды, для сохранения условия равенства в каждой точке контактная поверхность «подстраивается» по глубине. Так возникает наклон ВНК: в направлении падения пьезометрического напора в воде ВНК поднимается в структурно vyšих частях и опускается в низких, формируя наклонную плоскость или слабовыпуклую поверхность, зависящую от строения и фильтрационных свойств коллектора.

Интуитивно это можно представить так. Предположим, вода «подпирает» залежь со стороны регионального притока: давление воды у «входа» в залежь выше, чем у «выхода». Нефть легче, поэтому на одинаковой отметке глубины её давление меньше водного. Чтобы уравнять давления на границе фаз, в точках с более высоким давлением воды контакт «уходит» глубже, а в точках с меньшим — поднимается. В итоге получаем наклонную поверхность водонефтяного контакта. В простом случае при незначительном движении нефти и доминирующем движении воды величина наклона пропорциональна гидравлическому градиенту воды и обратно пропорциональна разности плотностей флюидов. Практическое правило: чем сильнее подпор аквифера и чем ближе плотности нефти и воды, тем больше наклон ВНК.

Для инженерных оценок полезна следующая аппроксимация: если градиент напора воды вдоль залежи равен i (безразмерная величина: метры напора на метр длины), плотности воды и нефти — ρw и ρo, то ориентировочный уклон ВНК по глубине можно оценить как i·ρw/(ρw − ρo). В форме слов: уклон по глубине примерно равен гидравлическому уклону воды, усиленному во столько раз, во сколько масса столба воды превышает разность масс столбов воды и нефти. Пример: ρw = 1,03 г/см³, ρo = 0,85 г/см³, i = 0,001. Тогда усиление составляет 1,03/(1,03−0,85) ≈ 5,7, то есть наклон ВНК — порядка 5,7 м на километр. На поле протяженностью 10 км это даст разницу уровней порядка 57 м — величина, сопоставимая с мощностью пласта и критичная для подсчёта запасов и выбора глубин перфорации.

При этом нельзя игнорировать роль капиллярного давления. В пористых средах существует переходная зона, где вода остаётся подвижной, а нефть — частично удерживается капиллярными силами. В тонких низкопроницаемых коллекторах капиллярное давление может меняться на десятки и сотни килопаскалей, что эквивалентно разнице уровней в несколько метров и более. Это приводит к «размытому» ВНК и к локальным отклонениям его отметки в зависимости от пористости и проницаемости. В неоднородных пластах с линзами и барьерами мы наблюдаем псевдосегментацию: в соседних пропластках или блоках по разные стороны слабопроницаемой перегородки ВНК фиксируется на разных отметках, хотя глобальная гидродинамика едина. Поэтому корректная интерпретация требует совместного учёта гидродинамического наклона и капиллярно-структурных эффектов.

Как же на практике определить наклон ВНК и построить его карту? Рекомендуемый пошаговый подход сочетает данные геофизических исследований скважин, замеров пластового давления и гидродинамического моделирования:

• Шаг 1. Единый глубинный базис. Приведите все наблюдения к единому вертикальному базису (TVDSS или другой абсолютный отсчёт). Исключите ошибки пересчёта по искривлённым стволам и поправьте «плавающую» отметку устья по геодезии.
• Шаг 2. Надёжные признаки флюидоконтактов в ГИС. По совмещённым кривым сопротивления, нейтрон-плотностным и акустическим диаграммам, а также по данным нефтегазопоказателей выделите переходную зону, границу насыщения и вероятный ВНК. Учтите инвазию раствора и фильтрационные эффекты.
• Шаг 3. Давления по глубине. Постройте графики P–Z отдельно для воды (RFT/MDT замеры в водонасыщенной части) и нефти (интервалы чистой нефти). Получите вертикальные градиенты (плотности) и горизонтальные тренды давления. Определите, стабильна ли система во времени.
• Шаг 4. Поправка на капиллярность. Используя лабораторные кривые Pc(Sw) и фактическую насыщенность, оцените, как капиллярное давление смещает интерпретируемый ВНК в каждом пропластке. В низкопроницаемых интервалах используйте повышенную осторожность.
• Шаг 5. Оценка гидравлического уклона. По рядам скважин вдоль простирания пласта рассчитайте разности пьезометрических напоров воды. Оцените i как ΔH/ΔL; учтите региональный наклон водоносного горизонта.
• Шаг 6. Расчёт наклона ВНК. Получив i и плотности, оцените ожидаемый уклон и сравните с фактическими отметками ВНК в скважинах. Несоответствия укажут на сегментацию, экранирование или ошибки в данных.
• Шаг 7. Пространственная интерполяция. Постройте плоскость (или поверхность) ВНК методом наименьших квадратов с учётом взвешивания по качеству данных. Проверьте согласованность с контуром нефтеносности, кровлей и предполагаемыми spill-point’ами.
• Шаг 8. Временная верификация. Сравните ранние и поздние замеры. Если ВНК «дышит» из-за отбора и подпора аквифера, учтите динамический характер при планировании.
• Шаг 9. Моделирование. В гидродинамической модели проведите чувствительный анализ к гидропроводности аквифера, анизотропии, проппантным барьерам. Подберите параметры, при которых наклон ВНК и водопритоки воспроизводятся.
• Шаг 10. Инженерные выводы. Привяжите глубины перфораций и траектории горизонтальных скважин к фактической наклонной поверхности ВНК с запасом на неопределённость, чтобы снизить риск раннего обводнения.

Очень важно отличать истинный наклон ВНК от артефактов интерпретации. Типичные ловушки: путаница между TVD и MD, игнорирование температуры и солёности при расчёте плотности флюидов, перенос отметок без учёта временны́х сдвигов давления, переоценка значимости единичных «нефтепроявлений» в водонасыщенной зоне, искажённый ВНК из-за инвазии раствора при каротажах. Также нередко путают региональный наклон поверхности земли или кровли пласта с наклоном контакта: структурный падение кровли не означает наклон ВНК; последний определяется балансом потенциалов флюидов. Наконец, в блокированных системах за счёт экранирующих разломов или литологических экранов в смежных блоках могут существовать разные «локальные» уровни ВНК — это не наклон единой поверхности, а проявление сегментации.

Зачем столь подробная работа? Потому что наклон ВНК напрямую влияет на расчёт площадей нефтенасыщения и, следовательно, на извлекаемые запасы. Если принять ВНК горизонтальным, можно ошибиться в десятки процентов по запасам в протяжённых залежах. Для проектирования разработки наклон определяет риск раннего контакта с водой для горизонтальных скважин: даже при выдержанном вертикальном отступе от ВНК в одной части поля другая часть может оказаться слишком близко к воде. Перфорация низов пласта в «нижней» части наклонного ВНК может привести к преждевременному обводнению, тогда как перфорация верхов в «верхней» части ухудшит нефтеотдачу из-за гравитационной сегрегации. Кроме того, наклон влияет на фронт вытеснения и конфигурацию конинг-эффектов при высоких депрессиях.

Поясним на численном примере, как это применяется. Допустим, по данным MDT получены давления воды в двух пунктах залежи на расстоянии 8 км: 28,90 МПа и 28,10 МПа на одинаковой отметке 2000 м TVDSS. Разность пьезометрических напоров воды (переведя давление в метры: делим на ρw·g, для ρw=1,02 г/см³) даёт уклон i ≈ (0,80 МПа)/(1,02·9,81 кН/м³·8000 м) ≈ 0,01/8 ≈ 0,00125. Плотности: ρo=0,86 г/см³, ρw=1,02 г/см³. Тогда ожидаемый уклон ВНК: 0,00125·1,02/(1,02−0,86) ≈ 0,001275/0,16 ≈ 0,00797, то есть ~8 м на километр. На 8 км — около 64 м разницы отметок. Сверяем: в «верхней» скважине фактический ВНК по ГИС на 1968 м, в «нижней» — на 2034 м; расхождение 66 м. Разница в 2 м может объясняться капиллярной коррекцией и погрешностью замера. Это согласование подтверждает реальность наклона и позволяет уверенно строить карту.

Важная инженерная деталь — связь наклона ВНК с неопределённостями плотностей. Плотность нефти зависит от содержания растворённого газа, температуры, давления; плотность воды — от минерализации и температуры. Ошибка на 0,02 г/см³ в оценке плотности при Δρ=0,16 г/см³ меняет усиление наклона почти на 12%. Поэтому в расчётах применяют температурно-давленческие коррекции и проверяют чувствительность. Аналогично, даже небольшое движение нефти (например, при активном заводнении) меняет i для нефти, и тогда нужно использовать более общий баланс потенциалов, а не предполагать нефть «стационарной». На поздних стадиях разработки наклон ВНК может стать более крутым или, наоборот, выровняться, если изменится конфигурация потенциометрической поверхности аквифера.

С точки зрения ГИС-индикаторов, корректные признаки наклонного ВНК в протяжённых полях таковы: систематический сдвиг отметки переходной зоны на глубину в направлении уменьшения пьезометрического давления воды; стабильные вертикальные градиенты давления по фазам; устойчивые, воспроизводимые во времени замеры границ насыщения при повторных исследованиях; согласование с динамикой обводнения (горизонтальные скважины, пройденные на одном отступе от ВНК, начинают обводняться с «нижнего» конца). Дополняют картину данные DST о притоках воды в околоконтактной зоне и PLT по распределению притока при вскрытии разных интервалов.

Советы по практике снижения рисков:

• Всегда строите совмещённые карты: ВНК, пьезометрической поверхности воды и кровли пласта. Их взаимное положение — главный диагностический признак наклона.
• Поддерживайте «паспорт качества» по каждому пику ВНК: источник, дата, методика, капиллярная поправка, доверительный интервал. Иерархия доверия: RFT/MDT + ГИС + керн > ГИС без давлений > косвенные признаки.
• Для длинных горизонтов используйте по-блоковую аппроксимацию: разные сегменты могут иметь свой уклон, особенно в присутствии линз или литологических экранов.
• В моделях применяйте вариативность аквифера: проводимость, границы, подача; ищите сочетание, которое воспроизводит наблюдаемый наклон и историю воды в добыче.
• Проектируя горизонтальные стволы, задавайте динамический запас по вертикали не менее 5–10 м к ожидаемому положению ВНК в наиболее «низкой» части наклонной поверхности, и учитывайте возможное смещение за время бурения.

И последнее: наклон ВНК — это не «экзотика», а реальность многих крупных и регионально связанных залежей, особенно в пластах с сильным аквифером. Его игнорирование приводит к систематическим ошибкам в балансе запасов, в прогнозе обводнения и в оценке эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Правильная методика — аккуратный сбор и калибровка данных, физически обоснованная модель и постоянная верификация на динамике. Тогда карта наклонного ВНК становится не просто геологическим чертежом, а рабочим инструментом для управления месторождением.