Оценка вероятности обводнения нефтенасыщенных пластов в скважинах Самотлорского месторождения

При испытании и эксплуатации нефтенасыщенного пласта Б8 в ряде скважин месторождения Самотлор была получена вода. На акустических диаграммах обводненных скважин обычно не отмечалось наличие контакта цементного камня с колонной против глинистой перемычки между пластами Б8 и соседними водоносными пластами. В то же время после по­вторного цементирования под давлением в большинстве слу­чаев образовывался такой контакт в интервале скважины над пластом Б8 (рис. 83, б) и, при последующем испытании плас­та, получали приток безводной нефти. Это указывало на по­ступление воды в пласт Б8 по негерметичному заколонному пространству преимущественно из вышележащего водонос­ного пласта.

Однако имелись и такие скважины, в которых из пласта Б8 не удалось получить безводную нефть и после повторного цементирования (скв. 2068 и др.).

На основе изучения отечественного и зарубежного опыта, а также результатов использования на месторождении Само­тлор акустического кинорегистратора в комплексе с аппара­турой акустического контроля за цементированием была со­здана и опробована эмпирическая палетка для оценки веро­ятности образования перетоков воды из вышележащего во­доносного пласта в пласт Б8 по заколонному пространству [73].

Палетка построена в координатах величин: отношения амплитуд акустической волны, распространяющейся по колонне в исследуемом (между пластом Б8 и водоносных) и незацементированном (свободном) интервалах колонны Д/А^^втах и расстояния I между водоносным пластом и ближайшим перфорационным отверстием пласта Б8 (рис. 83, в). В соответствии со значениями таких координат на па­летке располагалось поле точек скважин с заведомо извест-

209

ными отсутствием (+) и наличием (о) заколонных перетоков воды в пласт Б8.

Применение для этой цели значений А_к основывалось на том, что наиболее вероятной зоной возникновения каналов в цементном кольце можно считать его область, прилегающую к поверхности обсадных труб, как наиболее однородную по протяженности и с наименее шероховатыми стенками.

Однако эффективное использование значений А_к для по­строения палетки стало возможным лишь после эталониров-ки с помощью акустического кинорегистратора измеритель­ных трактов аппаратуры акустического контроля за цемен­тированием скважин, применяемой на месторождении Самот-лор.

Результаты эталонировки показали, что амплитудные ха­рактеристики комплектов промысловой аппаратуры АКЦ Мегионской ПГК имели значительные отклонения от линей­ных уже при А_к/А^^в = 0,12-5-0,2.

На основе эталонировки были определены нелинейные масштабы изменения амплитудных характеристик отдельных комплектов АКЦ, путем анализ которых был рассчитан об­щий усредненный масштаб для всех применявшихся ком­плектов аппаратуры. При этом отклонения нелинейных мас­штабов для отдельных приборов АКЦ от усредненного не превышали 0,04 относительной амплитуды акустического сигнала, т.е. погрешность отсчета по усредненному масштабу составляла менее 4 %.

Отсчитываемые с акустических цементограмм значения А_к пересчитывались с помощью усредненного масштаба в ис­правленные значения А".

В связи со значительной дифференциацией амплитудной кривой А_к в интервале L при построении палетки и работе с ней использовались средневзвешенные значения

ЛИ ^л кс

где L_v L ₂,..., L_n — все участки интервала I, характеризующи­еся значениями А^, А "₂,..., А *.

Достигнутая в результате введения поправок по усреднен­ному масштабу регистрации точность отсчетов А" и исполь­зование их средневзвешенных значений в интервале L позво­лили разграничить область неоднозначных оценок вероятно­сти образования заколонных перетоков палетки (ширина

210

которой по значению относительной амплитуды А*/А^ со­ставляла 0,12) на три зоны (см. рис. 83, в, 2, 3, 4).

Число скважин с перетоками и без них в центральной зо­не палетки 3 составляло 10 и 9, что соответствовало прибли­зительно 50%-ной вероятности их обводнения; в примыкаю­щей к ней снизу зоне 4 — 17 и 34, что соответствовало при­близительно 30%-ной вероятности обводнения; а в примыка­ющей сверх зоне 2 — 7 и 3, что соответствовало приблизи­тельно 70%-ной вероятности обводнения. Поэтому можно считать, что если значения I и ДуА^^в исследуемой скважины находятся в самой нижней зоне 5, вероятность заколонных перетоков воды в пласт Б8 составит не более 10 %, если в соседней вышележащей зоне 4 — 30 %, если в центральной зоне 3 — 50 %, если выше центральной зоны 2 — 70 % и если в верхней зоне 1 — не менее 90 %.

Для оценки эффективности применения построенной па­летки на нее были нанесены значения не использованных для построения палетки параметров д^/д^^втах _и i контрольных скважин: 215 с явным перетоков воды, ликвидированным в результате повторного цементирования (см. рис. 83, б) и 557 — без заколонного перетока. Скв. 215 оказалась в зоне вероятности образования заколонного перетока. Скв. 215 оказалась в зоне вероятности образования заколонного пе­ретока не меньше 90 %, а скв. 557 не больше 10 %, т.е. экза­мен палетки дал положительные результаты. Однако следует отметить, что скв. 220, 245, 305, 354 попали на палетке в зону минимальной вероятности перетоков (до 10 %), но все они в своей продукции имели воду. Это позволило считать, что в них пласт Б8 обводнился в результате прорыва воды по са­мому пласту.

Сравнение построенной палетки для пласта Б8 месторож­дения Самотлор (см. рис. 83, в) с ранее полученной для мес­торождений Мангышлака (см. рис. 83, а) показывает, что области неоднозначных оценок вероятности перетоков обе­их палеток имеют примерно одинаковые значения координат I и А^/А^. Это указывает на возможность построения уни­версальной палетки, пригодной для оценки вероятности за­колонного обводнения продуктовых пластов нескольких мес­торождений со сходными геолого-техническими условиями их разработки.

211

Изучение возможности прогнозирования образования перетоков за колонной в скважине на основе статистического анализа параметров процесса цементирования

Решение такой задачи для нефтегазодобывающей отрасли весьма актуально, так как направлено в том числе и на со­кращение сроков и удешевление ремонтно-изоляционных работ.

В связи с тем, что для решения аналогичных задач в геоло­гии и других отраслях успешно применяются методы распоз­навания образов, позволяющие достаточно эффективно ис­пользовать (особенно при применении компьютеров) боль­шой объем информации, один из таких методов был опро­бован на материалах скважин Самотлорского месторождения [70].

Для этого были собраны и проанализированы значения 17 параметров по 15 скважинам с перетоками воды за колонной в пласт Б8 и по 21 скважине без перетоков. Причем были использованы не только технико-технологические параметры цементирования скважин, но также и геолого-геофизические, характеризующие литологические свойства вскрытых пород (данные электрического каротажа и кавернометрии), состоя­ние ствола (данные акустической и гамма-гамма-цемен-тограмм) в интервале между водоносным и нефтенасыщен-ным пластами.

С целью выяснения возможности вероятностной диагно­стики скважин с перетоками воды за колонной в пласт Б8 (первый класс) и без них (второй класс) по значениям выбранных параметров цементирования был использован один из методов распознавания образов — последовательная диагностическая процедура, не требующая сведений о гене­ральных совокупностях параметров распознаваемых объек­тов.

Применение этого метода обусловливает представление состояния каждой из рассматриваемых скважин в виде век­тора x (x_v x ₂,..., х₁₇), компонентами которого являются значе­ния 17 выбранных параметров цементирования. Эти компо­ненты разбивали соответственно на Л1_1г т₂,--, т₁₇ характер­ных интервалов (градаций).

Исходная информация была представлена в форме выбо­рок из N_l и N ₂ объектов для обучения (векторов состояния 15 и 21 скважины первого и второго классов соответствен­но), по которым были определены частости для каждой из градаций всех компонентов векторов:

212

 (31)

где п_г, П₂. — частости г'-й градации j - ro компонента соответ­ственно для объектов первого и второго классов.

По этим частостям были определены диагностические ко­эффициенты для всех градаций каждой из компонент векто­ра состояния — параметра цементирования:

DKx (). ij = lOlg ^^-.                                                              (32)

С помощью формулы Кульбака по значениям диагнос­тических коэффициентов была оценена информатив­ность каждого параметра цементирования в условных едини­цах:

J (xj) = - § DK (x)) Щх)) - Р₂(х)) ].                                        (33)

Использованные для диагностики скважин (с перетоками воды в пласт Б8 за колонной и без перетоков) параметры приведены в табл. 13 в порядке убывания их информатив­ности.

Анализ данных позволяет сделать вывод, что при приме­нении последовательной диагностической процедуры для ве­роятностного разделения скважин на первый и второй клас­сы геолого-геофизические параметры цементирования сква­жины имеют большую информативность, чем технико-технологические.

Исключение составляет параметр А[/_пс, так как вследствие наличия приблизительно одинаковых глинистых перемычек между пластом Б8 и водоносным пластом практически Д[/_пс = 0.

Диагностика скважин основывается на последовательном суммировании (в установленном порядке убывания информа­тивности параметров) диагностических коэффициентов тех градаций, в интервалы которых попадают значения компо­нент вектора состояния анализируемой скважины. Такое суммирование производится до нарушения диагностического неравенства

213

^

(34)

где S для выбранных параметров цементирования может из­меняться от 1 до 17.

Если после очередного суммирования будет нарушена пра­вая часть неравенства, то анализируемая скважина с опреде­ленной степенью вероятности может быть отнесена к перво­му классу (с перетоками воды), если же будет нарушена левая часть — то ко второму классу (без перетоков воды).

Степень вероятности отнесения анализируемой скважины к тому или другому классу может быть определена выбором граничных значений диагностического неравенства (Aw. В). На­пример, для вероятности распознавания 80 % А = 6, В = 6.

В связи с большим объемом вычислений при определении значений диагностических коэффициентов и информативно­сти всех градаций и параметров, особенно при большом чис­ле последних и множестве объектов для обучения, целесооб­разно производить эту работу с помощью компьютера.

Таблица 13

 

		Информатив-
	Параметр цементирования	ность пара-
		метра
Х1 -	относительное значение амплитуды акустической	4,40
	волны по породе (А /А^вк)
ı2 -	относительное значеЪие интервального времени про-	2,24
	хождения акустических колебаний (Г/Г" к)
ı 3 -	разность диаметров скважины и колонны (DCKB —DJ	1,62
ı 4 -	относительное значение амплитуды акустической	1,28
	волны по колонне {А^/А^*)
ı 5 –	относительное значение кажущегося электрического	0,82
	сопротивления {КС/КСт)
ı6 -	кривизна скважины (в градусах)	0,35
Х 1 ~	расстояние между водоносным пластом и интерва-	0,31
	лом
ı 8 ~	время начала схватывания цементного раствора	0,31
ı9 -	относительное значение показаний на гамма-гамма-	0,25
	цементограмме {J/Jcn K)
Х Ю ~	время цементирования	0,14
х и -	разница удельных весов цементного и глинистого	0,08
	растворов
xi2 —	наличие циркуляции	0,07
x i3 -	время окончания схватывания цементного раствора	0,03
Х,4 ~	наличие центрирующих фонарей	0,03
	отклонение АС/ПС от линии глин	0,02
х т -	температура на забое скважины	0,005
Х17 -	наличие буферной жидкости	0,004

214

Для составленной программы применения последова­тельной диагностической процедуры был проведен экза­мен распознавания трех скважин, не включенных для обуче­ния по перечисленным ранее геолого-техническим парамет­рам.

Проведенный анализ распознавания скв. 6034 (с перетоком воды в пласт Б8) и скв. 4530 и 6153 (без перетоков воды) по­казал, что, несмотря на исключение самого информативного по данным компьютера, но вызывающего обоснованное со­мнение параметра (Д/А^*), уже сумма диагностических ко­эффициентов лишь трех последующих параметров: Т/ Г™^к, (Ажв~Ас) ^и (А/^Г*) (см. табл. 13) правильно характеризует состояние этих скважин с вероятностью, значительно боль­¯ÂÈ, ˜ÂÏ 80 %:

Следует отметить, что использование геолого-технических параметров цементирования, например (D_CKB — D_K), существен­но дополняет геофизические данные о его качестве, что так­же повышает эффективность прогнозирования наличия или отсутствия перетоков воды в скважине за обсадной колон­ной.

На основании изложенного можно сделать вывод о том, что применение метода распознавания образов последова­тельной диагностической процедуры для комплексной оценки состояния изоляции пластов за колонной по параметрам це­ментирования скважин достаточно перспективно. Из исполь­зуемого для этой цели комплекса технико-технологических, геологических и геофизических параметров цементирования скважин последние являются более информативными.