Сопоставление объемов исследуемых объектов

Это объясняется тем, что в лабораторных условиях прони- цаемость определяется по образцам керна, как правило, без види- мых макротрещин, характерных для натурных условий. Невысо- кий коэффициент корреляции зависимости K _пр^керн = f (K _{прод.уд}) обу- словлен в основном причинами геологическими (разнообразие физических свойств флюидов, степень неоднородности продук- тивного пласта по разрезу), технологическими (различие в харак- тере вскрытия и опробования пластов, толщин стенок обсадных труб и цементного кольца) и математическими (степень достовер- ности средних величин проницаемости, зависящих от количества анализов, приходящихся на пласт толщиной 1 м, достоверности единичных анализов и др.). Кроме того, керн, как известно, извле- кается из наиболее плотных участков продуктивных интервалов. Не случайно поэтому зависимость K _пр^гд = f (K _{прод.уд}), построенная с использованием значений гидродинамической проницаемо- сти K _пр^гд, характеризуется более высокой теснотой связи.

Среди методов ГИС, используемых для определения емкост- но-фильтрационных свойств коллекторов [37, 50, 86], наиболее эффективным является радиоактивный каротаж (в том числе и ме- тод естественной радиоактивности ГК, показания которого опре- деляются минеральным составом коллекторов и содержанием гли- нистого материала в скелете породы).

При подсчете запасов УВ, оценке балансовых запасов и разра- ботке нефтяных и газовых залежей весьма важным является также точное определение нижних пределов проницаемости и продуктив- ности, зависящих от рентабельного минимального дебита, вязкости нефти и перепада давления, при которых еще возможно извлечение нефти при заводнении залежей. Использование подобных зависимо- стей позволяет оценить добывные потенциальные возможности скважин, в которых не проводились промысловые исследования.

Комплексная интерпретация материалов ГИС и промысловых исследований позволяет получить существенную дополнительную информацию о продуктивных пластах и добывающих скважинах в процессе проектирования и регулирования разработки нефтяных месторождений и при построении более адекватной оригиналу мо- дели нефтяной залежи.

Знание геологического строения исследуемого района и наличие карты гидропроводности и проницаемости по залежи на начальный момент эксплуатации с учетом режима изменения работы скважин во время эксплуатации (влияние пуска и остановок скважин на распре- деление пластового и забойных давлений, изменение дебита, обвод- ненности), позволяет получить наилучшие представления о связях как внутри отдельного пласта, так и внутри залежи [93].

Прогнозирование гидродинамических параметров объектов испытания по данным ГИС представляет собой перспективное на- правление, т. к. комплексная интерпретация материалов ГИС и ГДИ позволяет не только оценить фильтрационные свойства ка- ждого проницаемого пропластка, но и среди всех выделенных по данным ГИС продуктивных коллекторов определить наиболее перспективные по нефтеотдаче. Использование же важной допол- нительной информации о гидродинамических параметрах пластов- коллекторов позволяет также строить более информативные кар- ты попластовой и поскважинной проницаемости и, как следствие, существенно повысить эффективность гидродинамического моде- лирования нефтяных залежей.

Построение карт проницаемости на основе определения гидродинамических параметров по результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизических данных. В совре- менных экономических условиях подсчет запасов углеводород- ного сырья и эффективное управление процессом нефтеизвлече- ния выполняется на основе детального учета особенностей гео- логического строения, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и результатов техногенного воздействия на продук- тивные пласты. Нами обобщены результаты исследований, полу- ченных на основе комплексной интерпретации промыслово- геофизических материалов по определению гидродинамических параметров нефтесодержащих интервалов в скважинах, не охва- ченных гидродинамическими исследованиями. Решение задач совместной обработки данных геофизических и гидродинамиче- ских исследований скважин до сих пор остается нерешенной на- учной проблемой. Получение же необходимой информации в бе- зыспытательных скважинах позволит выявить пространственные закономерности изменения гидродинамических параметров при моделировании залежей нефти и газа и более полно и дифферен- цированно оценить добывающие возможности скважин и нефте- содержащих интервалов.

Емкостные характеристики коллекторов, определенные по дан- ным ГИС, широко используются при подсчете запасов углеводород- ного сырья. При разработке же залежей нефти и газа материалы ГИС практически не используются (в том числе, например, и для оценки фильтрационных свойств продуктивных интервалов) [22, 50].

Эффективность комплексного подхода подтверждается на примере изучения нефтяных месторождений Пермского Прикамья, для которых были проведены попарные сопоставления геофизиче- ских (∆ J _g) и гидродинамических (коэффициент проницаемости K _пр^гд) параметров [48, 51].

Построенные зависимости вида геофизический параметр   –

f (гидродинамическая проницаемость) весьма информативны,  а раз-

работанная методика использования зависимости k _гди = f (∆ J _γ) для оценки проницаемости успешно апробирована. По этим данным была построена серия карт проницаемости по ряду месторожде- ний Пермского Прикамья.

В качестве примера объекта исследований рассмотрим один из продуктивных интервалов визейских терригенных отложений Чураковского месторождения [81]. Зависимость k _гди = f (∆ J _g) для этого месторождения имеет следующее аналитическое выражение: k _гди* = 1,6574 e ^{–17,573*∆ J γ}, которое характеризуется высокой теснотой связи (R = 0,93).

Рис. 70. Фрагмент карты проницаемости по пласту Бб 2 Чураковского месторождения, построенной по данным ГДИ:

На рис. 70 представлен фрагмент карты проницаемости пла- ста Бб₂ Чураковского месторождения, построенной по результатам ГДИ, проведенных лишь в пяти скважинах из 139.

Несмотря на то что значительную часть площади этого фраг- мента занимают зоны, представленные плотными породами, про- ницаемость которых не выше нижнего предела по проницаемости принятой по месторождению, низкая информативность данного фрагмента карты очевидна. На основании такой информации де- лать какие-либо выводы о распределении проницаемости по пла- сту Бб₂ крайне затруднительно – можно говорить лишь о фильтра- ционных характеристиках в районе каждой скважины. На рис. 71 приведена эта же карта проницаемости, построенная по результа- там комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по вышепри- веденной зависимости k _гди = f (∆ J _γ) с участием всех пробуренных скважин, вскрывших продуктивные отложения пласта Бб₂. Срав- нение этих фрагментов карт позволяет на визуальном уровне оце- нить достоинства предлагаемой методики определения проницае- мости по зависимости ∆ J _γ = f (k _гди) для получения дополнительных гидродинамических характеристик продуктивных интервалов, яв- ляющихся основой для выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Достоверность полученной информации также подтверждает- ся при сопоставлении расчетных данных по предлагаемой методи- ке с данными структурной карты, построенной по кровле пласта Бб₂ и карты пористости по пласту Бб₂: повышенные значения про- ницаемости соответствуют сводовым частям залежи и высоким значениям пористости.

Полученные гидродинамические характеристики продуктив- ных интервалов могут быть использованы для моделирования строения залежей УВ и для оптимизации выбора системы разра- ботки нефтегазовых месторождений.

Прогнозирование гидродинамических параметров по данным ГИС весьма перспективно, т. к. результаты комплексной интерпретации

материалов ГИС и ГДИ позволяют не только оценить фильтрацион- ную характеристику каждого проницаемого интервала в массовом порядке, но и среди всех выделенных продуктивных коллекторов оп- ределить наиболее перспективные по нефтеотдаче. Использование информации о гидродинамических параметрах пластов-коллекторов позволяет строить более полные карты попластовой и поскважинной проницаемости и, как следствие, существенно повысить эффектив- ность гидродинамического моделирования нефтяных залежей.

Рис. 71. Фрагмент карты проницаемости по пласту Бб 2 Чураковского месторождения, построенной по зависимости D J g  = f(k гди)