Технология обобщения результатов промыслово-геофизических исследований

 

Совокупные результаты всех проведенных на месторождении комплексов ПГИ при подготовке к анализу тщательно отбраковываются (при необходимости - переин­терпретируются), после чего систематизируются и документируются как в табличном виде, так и в виде информационных карт.

 

15.5. ИЗУЧЕНИЕ ОБЪЕМНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБЪЕКТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН (с С Д.Н.Гуляевым)

 

Настройка и успешное функционирование современной цифровой фильтрацион­ной модели пласта невозможны без использования большого объема информации (геологической, геофизической, промысловой). Среди этой информации важнейшее место занимают данные о проницаемости отложений. От того, насколько точны и де­тальны эти данные, зависит степень соответствия полученной модели и реального строения пласта, а значит точность воспроизведения истории разработки и прогноза поведения залежи в будущем. Без этих данных немыслимо правильное управление резервуаром при разработке, планирование мероприятий по увеличению производи­тельности скважин и, в конечном счете, увеличение параметров нефтеизвлечения.

 

15.5.1. Основные методы определения проницаемости

 

Для оценки проницаемости используются геологические, петрофизические, гео­физические, гидродинамические и другие методы исследований. Наиболее широко на практике используются следующие способы определения параметра проницаемости:

1) по результатам исследования керна,

2) по результатам геофизических (ГИС) и

3) гидродинамических (ГДИС) исследований скважин,

 4) по результатам опробования.

Проницаемости, определенные перечисленными методами, как правило, существенно отличаются между собой (иногда - на порядки), что объясняется следующими факторами:

1. Испытания образцов керна относятся к прямым способам измерения, а оценки проницаемости, полученные при таких испытаниях, считаются наиболее досто­верными. Однако керновые данные носят точечный характер, обладают мини­мальной глубинностью, могут быть плохо увязаны к разрезу и мало представи­тельны, если имеют место: высокая неоднородность коллектора, плохой вынос керна, трещиноватое строение пласта. Кроме того, по керну обычно определяют абсолютную проницаемость высушенного образца (по газу), то есть в условиях, не соответствующих реальным условиям фильтрации пластовой жидкости.

2. В основе использования данных ГИС при оценках профилей проницаемости в по­давляющем большинстве случаев лежат корреляционные зависимости между оп­ределенными по ГИС в интервалах пласта параметрами пористости и оцененным для соответствующих образцов керна проницаемостям (по газу). Следовательно, этому методу присущи все перечисленные выше недостатки, обусловленные не­представительностью керна. Среди других недостатков следует назвать сравни­тельно небольшой радиус исследования методов ГИС (до нескольких метров), ис­кажение записей за счет влияния вмещающих пород, метрологические погрешности и др. Поэтому при значительной радиальной неоднородности они не характеризуют истинные свойства пласта. К тому же на практике керновыми ис­следованиями зачастую охвачены не все продуктивные пласты и приходится про-

водить аналогии. Кроме того, не всегда точно определяется пористость, т. к. не во всех скважинах проводят исследования плотностным или акустическим методом. Иногда на практике для получения приемлемого вида корреляций «неудобные» точки искусственно исключают, но ценность таких «шедевров» сомнительна. Следовательно, не всегда можно доверять эмпирической связи при оценках про­ницаемости по ГИС, особенно при неоднородном типе разреза пласта и при ма­лом количестве исследований. Кроме того, проницаемость по ГИС, рассчитанная как функция пористости, при трехмерном моделировании не способна отобразить характерную изменчивость фильтрационных свойств отдельных толщин или бло­ков пласта, а лишь фактически повторяет исходный куб пористости. Иллюстрирующий пример приведен выше, на рис. 6.2.5.2, из которого видно, на­сколько велик типичный разброс значений проницаемости, полученных на образцах керна с одинаковой пористостью. По этому разбросу можно судить, насколько значи­тельна будет ошибка в проницаемостях пропластков при использовании линейной корреляционной зависимости между пористостью и проницаемостью.

Такой вид корреляционной зависимости обусловлен объективным фактом, т.к. по­мимо пористости на величину проницаемости пород влияют не менее значимые факторы, среди которых можно назвать: размер зерен гранулярного коллектора, количество и тип цемента в порах, наличие локальной неоднородности. Интегральное влияние перечислен­ных факторов характеризуется зависимостью проницаемости от наиболее вероятного ми­нимального размера проходного сечения поровых каналов (см. рис. 6.2.5.7) [27].

Используя фациальный анализ, можно убрать значительную часть помех и до­биться более тесной связи.

Среди положительных моментов использования технологии ГИС можно отме­тить массовость исходных оценок (могут быть получены практически для всех сква­жин) и возможность получения картины относительной неоднородности коллектора по разрезу (что необходимо при построении кубов проницаемости).

3. ГЛИС. Результаты исследований методами ГДИС, кроме определения проницаемости прискважинной зоны, отражают влияние макронеоднородности пласта, типа коллек­тора, его геометрических размеров, несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия, фильтрационных свойств пласта в межскважинном пространстве. Однако однозначность результатов ГДИС зависит от длительности наблюдений, многофазно-сти фильтруемого флюида, возможности разгазирования нефти, влияния ФЕС приза-бойной (ближней к скважине) зоны.

 

 

Рис. 15.5.1.2. Отсутствие характерных связей по сопостав- тения фаз В порах лению оценок проницаемости пластов, полученных методами               

ГИС и ГДИС 

                                                                             

ГДИС определяют теку­щую проницаемость пласта. При изменении насыщенности пласта в результате разработки месторождения непременно изменится и проницаемость. Проницаемость, определенная по ГДИС в одной и той же нефтяной скважине в процессе заводнения или вытеснения нефти газом, будет меняться вследствие изменения соотношения фаз в порах.

В результате влияния перечисленных факторов про­стые сопоставления параметра проницаемости, определенного методами ГИС и ГДИС, будут неудовлетворительны (особенно в случае неоднородного глинистого коллектора). Пример такого сопоставления приведен на рис. 15.5.1.2, причем здесь можно выделить как зону с превышением проницаемости по ГИС над оценками по ГДИС (что более типично), так и обратный характер связи.

Методы ГДИС, в отличие от ГИС, дают интегральные показания по всему работающему интервалу пласта. При интерпретации в случае неточно известной величины работающей толщины пластов могут быть получены искаженные результа­ты. Искажающим фактором может быть и работа пластов с перетоком по негерметич­ному заколонному пространству. Поэтому следует контролировать «работающие», а точнее, «действующие» толщины (охваченные процессами выработки, например, за­воднением) по результатам ПГИ в обсаженных скважинах. При этом необходимо учи­тывать, что вследствие неоднородности вскрытия пласта и влияния режима испытания не всегда по данным ПГИ удается достоверно оценить все действующие толщины. В таком случае предпочтительнее довериться оценкам эффективной толщины по ком­плексу ГИС, уточнив их по результатам межскважинной корреляции.

При отсутствии возможности достижения стационарных условий оптимальным яв­ляется одновременное проведение геофизических и гидродинамических исследований непосредственно в процессе работы скважины. В этом случае проводится совместная обработка детальных кривых изменения во времени давления и дебита непосредственно на забое, а при интерпретации ГДИС учитываются полученные с помощью ПГИ данные о непостоянстве состава притока, работающих интервалах, профилях притока каждой фазы и о структуре потока в стволе непосредственно в процессе ГДИС.

В случае нахождения в пласте высокопроницаемых прослоев основной приток может наблюдаться из относительно небольшого интервала. Тогда расширенный комплекс ПГИ должен обнаружить это, что позволит учесть фактор вертикальной не­однородности пласта при создании фильтрационной модели залежи.

Еще одним способом определения проницаемости является точечное опробова­ние с помощью кабельных или трубных пробоотборников. Сущность данного метода состоит в том, что последовательно на фиксированных точках глубины проводится гидродинамическое исследование с отбором относительно небольшого объема пла­стового флюида. В результате получают несколько значений пластового давления и проницаемости в конкретных пропластках в разрезе продуктивного интервала.

К недостаткам исследований при точечных опробованиях относится их небольшая глубинность. При значительной зоне проникновения бурового фильтрата в пласт значе­ния проницаемостей, полученные опробователем, могут не соответствовать истинным.

Использование математической модели и определённых алгоритомов (авторами книги) можно достич более точной оценки этого параметра.

Указанная технология использует сильные стороны каждого из рассмотренных выше методов и при наличии достаточного количества исходных дан­ных позволяет получить более достоверные кубы проницаемости пластов, что крайне важно для настройки фильтрационной модели месторождения. Важную ин­формационную роль при корректировке данных играют результаты ГИС. По ним оп­ределяется неоднородность пласта и оценивается характер распределения фильтраци­онных параметров по вертикали. Однако базовые значения проницаемости определяются исключительно с помощью ГДИС. В исходное значение вносятся по­правки на работающую (действующую) толщину и истинное водосодержание про­дукции пласта (его текущее насыщение).

Определение (корректировка) проницаемости пласта для многофазного флюида выполнятеся в случае если если для объектов имеются достоверные оценки текущей нефтенасыщенности по ПГИ:

1) текущая подвижность многофазной смеси (ГДИС)

2) текущее водонасыщение K_Bvum нефтенасыщение 1-К_в;

( a) специальными геофизическими исследованиями; В случае проведения специальных ПГИ (ГИС) текущее насыщение исследуе­мого пласта определяется напрямую, благодаря разнице нефти и воды в таких свойствах, как сопротивление, сжимаемость, поглощающая способность ней­тронов и пр.

b) стандартными промыслово-геофизическими исследованиями; В случае проведения стандартных ПГИ определяется поинтервальный про­филь и состав притока (с выходом на фазовые интервальные дебиты). Исполь­зуя эту информацию и результаты керновых исследований, с помощью функ­ции Баклея-Леверетта оценивают текущее насыщение пласта.

c) точечным опробованием. При проведении общего опробования пласта определяют текущие расходные де­биты, а затем интегральные дебиты всего исследуемого пласта. При использова­нии точечного опробования определяют истинные дебиты и выявляют неодно­родность исследуемого пласта. Если опробователь оснащен оптическиманализатором флюида, возможна однозначная оценка с разделением фильтрата зоны проникновения и пластового флюида. Переход от истинных дебитов к те­кущему насыщению пласта осуществляется также по функции Баклея-Леверетта.

 

3) кривые фазовых проницаемостей для воды и нефти

 

 Кривые фазовых проницаемостей для воды и нефти должны быть опреде­лены при исследованиях кернов. Значения нормируют таким образом, чтобы значения проницаемости соответствовали проницаемостям по нефти при остаточ­ной воде То есть величины определяются соотношениями:

 и                            (15.5.2.1)

 

Первая ступень алгоритма состоит в настройке методики коррекции проницаемо­сти. Настройка производится на основе геолого-промысловых данных о доле воды впродукции. С ее помощью, используя функцию Баклея-Леверетта, можно оценить текущее насыщение пласта К_в:

 (15.5.2.5)

Данная процедура реализуется в следующей последовательности.

■ Первый шаг настройки включает в себя аппроксимацию кривых относительных фазовых проницаемостей.

■ Далее для каждого значения насыщения пласта, используя аппроксимацию фазовых проницаемостей (15.5.1.2) с учетом вязкостей компонент

пласта в соответствии с (15.5.1.5), рассчитывают долю воды в продукции

■ После чего становится возможным обратный переход — для зарегистри­рованной при исследовании <р_в определяется значение текущего насыщения пласта (К_в).

Вторая ступень алгоритма состоит в использовании найденной зависимости теку­щего насыщения пласта от доли воды в продукции непосредственно для пересчета по­лученной при ГДИС текущей фазовой проницаемости в проницаемость пласта при его начальном насыщении нефтью в присутствии остаточной (неизвлекаемой) воды -