Учёт работающих толщин по данным ПГИ и ГИДС

Не меньшую важность во многих скважинах приобретает учет работающих тол­щин. Определение работающего интервала проводится с помощью стандартных ме­тодов ПГИ. Иногда большая часть добычи происходит из неперфорированного пласта через негерметичности в цементном камне.

Алгоритм (см. рис. 15.5.2.1) включает коррекцию проницае­мости за величину работающей толщины. Остановимся на этом более подробно:

1. По комплексу ПГИ оценивается эффективная работающая толщина hэфф.раб с учетом возможного подтягивания и выявленных заколонных перетоков (дан­ные термометрии).

2. По величине, оцененной по ГДИС гидропроводности и с учетом эффектив­ной работающей толщины пласта hэфф.раб  определяется проницаемость пласта при его насыщении нефтью с остаточной водой К_Во.

3. Значения К_в._о пересчитываются относи­тельно единого объекта - продуктивного пласта с эффективной нефтенасыщенной (или суммарной эффективной) толщиной следующим образом:

- В соответствии с известным законом распределения проницаемости по ГИС рассчитывается средневзвешенное значение  К_Во в пределах рабо­тающих (действующих) толщин пласта

- В соответствии с законом распределения проницаемости по ГИС рассчитыва­ется средневзвешенное значение К_Во  в пределах всей эффективной нефтенасыщенной (или суммарной толщиной пласта)

6. Рассчитывается величина поплавочного коэффициента:

 (15.5.3.1)

Определенное по ГДИС значение проницаемости для работающих толщин де­лится на этот коэффициент.

Необходимость учета «работающих» (или, как было оговорено выше, «дейст­вующих») толщин связана с приближенным характером оценки по методам ГИС спо­собных к дренированию продуктивных толщин. Очень часто суммарная эффективная толщина завышается за счет включения глинистых и плохо проницаемых тонких про­слоев, при испытании данные толщины никак не проявляют себя, а при заводнении пласта фактически не меняют своих начальных физических свойств. Чтобы этого не происходило, авторы рекомендуют в каждой скважине с выполненным ГДИС детали­зировать путем сопоставления данных комплексов ПГИ и ГИС реальную работаю­щую эффективную толщину. В то же время использование в качестве этого параметра формально определенной по расходометрии толщины недопустимо, т.к. многие выра­батываемые толщины не проявляют себя в профиле притока из-за несовершенства вскрытия ствола и различных скиновых явлений. Поэтому технологией оценки рабо­тающих толщин предусматривается применение на разных режимах работы скважи­ны термометрии и акустических методов оценки притока или насыщения, имеющих более значительную глубинность исследования. В ряде случаев с учетом детальных геологических построений (межскважинных корреляций) для интерпретации данных ГДИС может быть обоснована и эффективная толщина пласта.

Таким образом, учитывая, что в ряде скважин эффективная толщина вскрыта или работает частично (т.е. работающая толщина не соответствует эффективной), все зна­чения проницаемости приводятся к эффективной толщине.

Эта задача решается в следующей последовательности.

В каждой скважине определяется средневзвешенное значение проницаемости по ГИС в пределах эффективной толщины:

 (15.5.3.2) и работающей толщины

(15.5.3.3)

 пропластков, соответственно выде­ленных по ГИС в пределах общих для исследуемого объекта эффективной и рабо­тающей толщин.

Далее определяется отношение проницаемостей по ГИС в пределах эффективной

и работающей толщины

 

Используя комплекс методов ГИС, ГДИС, ПГИ и применяя современные технологии дополнительных исследований (С/О-каротаж, волновой акустический каротаж, опробова­ние через колонну), далее определяется ЗД-распределение скорректированной проницае­мости исследуемого пласта.

Возможности совместного анализа результатов исследований скважин призваны помочь созданию достоверной гидродинамической модели месторождения с настройкой по прямым оценкам начальных и текущих фильтрационных свойств пласта. Постоян­ный мониторинг за изменением фазовой проницаемости пласта и за его энергетическим состоянием предусматривает в настоящее время применение стационарных дистанци-

онно работающих датчиков давления, устанавливаемых непосредственно на забое сква­жины.

Ведение мониторинга разработки нефтяных месторождений только по текущим устьевым данным о работе скважин на технологических режимах, без проведения качественных базовых гидродинамических исследований на забое и без их совместного анализа со всеми имеющимися данными методов ГИС-ПГИ на практике не позволяет достоверно решать геолого-промысловые задачи по геомоделированию и проектированию разработки месторождений.

 

15.5.5. Учет анизотропии латеральной проницаемости

 

На характер выработки помимо анизотропии вертикальной проницаемости мо­жет существенно влиять и анизотропия латеральной (горизонтальной) проницаемо­сти. Причиной такой анизотропии является преимущественная ориентация трещин или зерен породы. Последние, в свою очередь, могут характеризоваться ориентацией русловых и баровых тел.

Влияние латеральной проницаемости может приводить к направленным проры­вам воды, локализации целиков углеводородов, понижению коэффициентов нефте- и газоотдачи. Характер такой анизотропии (ориентация и величина отношения к_гх/к_г._у) обычно изучается по результатам различных межскважинных исследований: ГДП, трассирование фильтрационных потоков, а также путем анализа карт проницаемости. Другими способами являются прямые оценки ВАК в скважинах или анализ образцов ориентированного керна, что позволяет выявить возможные измене­ния направленности латеральной анизотропии по разрезу (случается, что в кровле и подошве отложений одного возраста вследствие изменений механизма осадконакоп-ления параметры к_г_/к_г._у претерпевают заметные изменения). Необходимая оценка ориентации керна может быть выполнена с помощью палеомагнитного метода.

Эффект анизотропии должен учитываться при моделировании переориентацией направления грида (расчетной сетки), но возможно и обратное - он будет оценен по результатам адаптации гидродинамической модели или анализа фактических данных.

Задача количественной оценки суммарной проницаемости по точечным оценкам сильно неоднородного пласта (по исследованиям керна, результатам опробования комплексом на кабеле) решается, если определять средневзвешенную величину по дебиту, а не по толщине (как это делается обычно). Для этого не­обходимо знание детального профиля притока или приемистости, т.е. нужны резуль­таты замеров глубинных расходомеров. Кроме того, оценки проницаемости отдель­ных толщин по ГИС посредством применения эмпирических зависимостей с коэффициентом пористости достаточно приближенны и не рекомендованы для при­менения без учета фациальных и других особенностей отдельных толщин. Детальных же оценок фазовой проницаемости по керновым испытаниям обычно не хватает для дифференциации всего разреза (тем более для всех имеющихся скважин).

В этой связи значительно возрастает информативность гидродинамических ис­следований при оценках параметра проницаемости в дальней (не искаженной скином) зоне пласта. Способы измерения кривой падения давления (КПД), кривой восстанов­ления давления (КВД) и некоторые более сложные технологии в принципе позволяют оценивать через гидропроводность параметр проницаемости пласта с учетом его ре­ально работающей толщины. Кроме того, эти методы могут дать информацию о типах коллектора (поровый или трещинный) и залежи (экраны, замещения, границы посто­янного давления - контакты). Отдельно изучаются параметры трещин (их полу длина, проницаемость, величина скина на границе).

Однако, хотя методы ГДИС и относят к прямым способам оценки фильтрацион­ных свойств, тем не менее и для них также есть целый ряд ограничений. Помимо уче­та чисто технологических и методических критериев (предыстории работы скважины, фазовых дебитов, модели скважины, физических принципов каждого метода) на ре­зультаты измерений влияют: загрязненность ближней зоны (скин-фактор), эффектив­ность различного рода воздействий на призабойную зону (гидроразрыв, кислотные обработки и т.п.), приводящих к снижению скин-фактора, фазовый состав флюида в порах пласта (фактор фазовой проницаемости), микро- и макронеоднородности ближ­ней и дальней зон пласта, др.

Предпочтительнее, если оценки ГДИС производят в скважинах с однофазной (однокомпонентной) фильтрацией (иначе необходимо проводить корректировки со­гласно раздела 15.5.2). Кроме того, вследствие особенностей вскрытия скважины в интервале пласта, наличия негерметичностей цементного камня в затрубном про­странстве или других причин (подтягиваний флюидов снизу из неперфорированных толщ), реально дренируемая толщина пласта может быть как больше, так и меньше ожидаемой (например, при наличии высокопроницаемых пропластков другие толщи­ны могут вообще не принимать участие в работе пласта при испытаниях). В этом слу­чае любые оценки проницаемости по ГДИС будут ошибочными, если дополнительно не проводить методами ПГИ измерения величин работающих толщин пласта в про­цессе выполнения ГДИС (или при идентичных условиях).

 

15.8.2. Настройка геомодели                                                   

 

В основе геолого-промыслового ана­лиза всегда лежат данные ГИС открытого ствола, по которым могут быть получены представления о геологической модели и о характере неоднородности залежи по раз­резу и площади.

Характер геологической неоднород­ности в рассматриваемом случае исследо­вался в процессе обобщений: коэффициен­тов песчанистости пласта в целом и по отдельным пачкам упрощенного критерия расчлененности, определяемого как число продуктивных прослоев, приведенное к единице эффективной толщины всего пла­ста или его нефтенасыщенной части. При анализе интегральных характеристик гео­логической неоднородности всего пласта обнаруживается общее ухудшение коллек-торских свойств в западной и северозападной частях залежи.

Оценивая распределение зон неодно­родности, можно предвидеть основные про­цессы, связанные с выработкой пластов. При высокой расчлененности и низкой песчани­стости отдельных участков следует ожидать в них ухудшение вытеснения нефти водой. Таким образом, прогноз выработки выпол­няется еще до момента анализа данных ПГК.

На следующем этапе, анализируя оп­ределенные на заданный момент разработ­ки по ПГИ действующие и работающие толщины, оценивается охват пласта по толщине выработкой (по методам оценки текущего насыщения) и работой (преиму­щественно по данным расходометрии и термометрии).

По возможности изучается распреде­ление обводненных толщин - коэффициента охвата пласта обводнением).

Если оценок по насыщенности интерва­лов пласта достаточно, строятся карты коэф­фициента начальной и текущей насыщенно­сти (см. рис. 15.8.2.4). Динамика изменения во времени коэффициентов охвата и насы­щенности позволяет сопоставить наблюдае­мые тенденции с картиной геологической не­однородности и историей разработки. Указанного анализа обычно достаточно, что­бы локализовать зоны невыработанных запа­сов и дать общие рекомендации по их даль­нейшей разработке.

По результатам испытаний ГДИС на разные даты оцениваются значения пласто­вых давлений (приведенные к уровню ВНК). Данные построения были сделаны с учетом динамики (т.е. повременно) и позволяют только в целом отследить, каким образом во времени менялась система разработки ме­сторождения. Детальность и достоверность данных карт за фиксированные промежутки времени существенно зависит от полноты и качества используемого массива данных Р_т (в свою очередь, полученных по данным ТИ и ГДИС в процессе измерений на забое). Максимальные пластовые давления обычно достигаются в зонах активно работающих нагнетательных рядов.

В процессе анализа особенно внима­тельно изучаются карты параметров продук­тивности (или удельной продуктивности) и проницаемости (по ГДИС).

Другими резуль­татами ГДИС являлись оценки параметра гидропроводности, а также соответствую­щих проницаемостей.

Необходимо отметить, что интерпретация данных ГДИС должна выполняться с учетом реальных значений работающих эффективных толщин пласта (предварительно оцененных по результатам ПГИ) и с поправкой значений к на текущую обводненность и вязкость смеси, т.е. с пересчетом на начальную нефтенасыщен-ность пласта (указанная технология подробно изложена в разделе 15.5). Только такие резуль­таты могут быть признаны корректными для использования при дальнейшем гидродинами­ческом моделировании. Для оценки достовер­ности проинтерполированных по данным ГДИС-ПГИ карт проницаемости необходимо также впоследствии провести контрольные замеры ГДИС и сделать экспертную оценку -.

Анализ площадной и динамической картин, характеризующих по данным ГИС-контроля выработку, показал, что зоны с наи­большими абсолютными интервалами выра­ботки соответствуют областям с повышенны­ми     нефтенасыщенными     толщинами. Одновременно по промысловым данным кон­туры наиболее вырабатываемых зон пласта совпадают с контурами повышенных ФЕС.

Характер изменения в пачках пласта параметра проницаемости по ГДИС соот­ветствует закону распределения к по ГИС. Эти и другие трехмерные образы не нару­шают исходное представление об иссле­дуемом объекте как о едином теле, которое при рассмотрении горизонтальной проек­ции пронизано сложной по форме услов­ной сеткой, характеризующей зоны с ухудшенной однородностью свойств ФЕС. При рассмотрении вертикальной проекции объекта существенную роль играет хорошо видимая тенденция общего ухудшения сверху вниз коллекторских емкостных и фильтрационных свойств пласта.

Карта проницаемости по ГДИС далее может быть преобра­зована в куб проницаемости. Массивы дан­ных формируются в виде ступенчатых кри­вых (шаг 0.2 м) для опорных скважин,