Определение гидродинамических параметров по данным ГИС и построение карт проницаемости

Геофизические параметры как носители информации об эксплуатационных особенностях продуктивных пластов и до- бывающих скважин. Геофизические характеристики продуктив- ных пластов (А_пс, ∆ I _γ, ∆ I_{n γ}, ∆ t и т. п.) через зависимость ∆ J_{n γ} = f (пористость по керну) обычно используются для построения раз- личных геологических моделей залежей углеводородного сырья (карт пористости, профилей, корреляционных схем и пр.) с целью подсчета запасов нефти и газа. В процессе же разработки залежей данные геофизических исследований скважин (ГИС) практически не используются. Между тем данные ГИС, полученные на ранней стадии, т.е. непосредственно после бурения скважин, можно ус- пешно использовать и в процессе эксплуатации скважин при со- поставлении с данными гидродинамических исследований (ГДИ) [8, 29, 69, 73].

Это предположение подтверждается на примере нефтяных месторождений Пермского края, в которых наряду с эксплуатаци- онными характеристиками скважин использовались и геофизиче- ские параметры [48, 49].

К эксплуатационным характеристикам относят следующие: способы эксплуатации (фонтанный или механизированный); Н _стат и Н _дин – расстояние от устья до соответственно статического или ди- намического уровня жидкости в скважине, м; Р _пл, Р _заб, Р _буф, Р _затр – соответственно пластовое давление, давление на забоях добываю- щих скважин, давление на устье (буфере) скважины и давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа; Q _н и Q _ж – дебит скважины соответственно по нефти или по жидкости, т/сут.

Из перечисленных характеристик составляются и исследуются производные (комплексные) параметры: понижение статического уровня в скважине ∆ Н _ур = Н _стат – Н _дин; перепад давлений в продуктив- ном пласте ∆ Р _пл = Р _пл – Р _заб; дебит скважины по воде Q _в = Q _ж – Q _в; коэффициент продуктивности скважины по нефти K _прод.н = Q _н/∆ Р _пл

(т/сут×МПа); коэффициент продуктивности скважины по жидкости K _прод.ж = Q _ж/∆ Р _пл (т/сут×МПа); обводненность продукции скважины f _в = Q _в/ Q _ж×100 (% масс.); добыча нефти, накопленная с начала экс- плуатации скважины Q _н (т); коэффициент проницаемости соот- ветственно призабойной зоны и всего пласта скважины, опреде- ленный гидродинамическими методами исследования скважин в начальный период ее работы k _пр1 и на дату настоящего исследо- вания k _пр2 (мкм²); коэффициент продуктивности соответственно начальный k _прод1 и текущий k _прод2 (т/сут×МПа); коэффициент изме- нения проницаемости k _пр.изм = k _пр2/ k _пр1 и коэффициент изменения продуктивности k _{прод.изм} = k _прод2 / k _прод1.

По промыслово-геофизическим материалам месторождений Пермского Прикамья были проведены попарные сопоставления па- раметров ГИС и ГДИ. Такой подход, основанный на результатах комплексной интерпретации гидродинамических и геофизических материалов, является весьма перспективным для получения инфор- мации о гидродинамических характеристиках нефтесодержащих пла- стов в скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями, с помощью рассчитанных зависимостей вида гидродинамический па- раметр = f (геофизический параметр). Использование таких зависи- мостей, например результатов потокометрии, в комплексе с ГИС по- зволяет более уверенно оценить динамику работы каждого из выяв- ленных в разрезе скважины пластов-коллекторов и охарактеризовать потенциальные добывные возможности скважин. Более того, реали- зация возможности получения с помощью данных ГИС информации о начальных гидродинамических параметрах (продуктивность, гид- ропроводность, проницаемость и др.) в скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями, позволяет выйти на более опти- мальные схемы разработки нефтяных месторождений.

Интерпретацией промыслово-геофизических материалов зани- мались многие исследователи. Так, Б. Ю. Вендельштейн и Н. В. Ца- рева [12] считают, что для сопоставления геофизических параметров с K _прод оснований значительно больше, чем для сопоставления K _прод

с данными керна. Коэффициент продуктивности и физические пара- метры коллектора, рассчитанные по данным ГИС, имеют общую природу в том смысле, что являются интегральными, характери- зующими геологический объект в целом. Это хорошо видно при со- поставлении объемов объектов исследований по данным керна, гео- физических и промысловых исследований (рис. 69 и табл. 6).

Рис. 69. Сопоставление объемов объектов исследований в скважине разными методами

Так, например, образец керна описывает объем объекта ис- следования более чем в 400 000 раз меньше объема объекта иссле- дований, охарактеризованного по данным промысловых методов. В свою очередь, объемы объектов исследований по данным геофи- зических и гидродинамических методов отличаются один от дру- гого не более чем в 100 раз и более сопоставимы друг с другом.

Не случайно разброс точек на графике K _пр^керн = f (K _{прод.уд}) весь- ма значительный, и поэтому Л. И. Орлов и другие исследователи

[73] пришли к выводу о том, что проницаемость, определенная по материалам ГИС, выше, чем определенная по керну, и более согла- суется с данными гидродинамических исследований. И. И. Башлы- кин [2] также отметил, что значения проницаемости, определенные по гидродинамическим исследованиям и данным ГИС, наиболее сопоставимы между собой.

Таблица 6