Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов на основе комплексной интерпретации Промыслово-геофизических данных 25. 00. 12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Вид материала

Содержание

Общая характеристика работы
Содержание работы
Во второй главе
В третьей главе
J =f(Кп) и kкерн=f(Кп)
Нвскр. эф.
Основное содержание диссертации отражено в следующих работах

Подобный материал:

На правах рукописи

Косков Борис Владимирович

определение гидродинамических параметров

продуктивных пластов на основе комплексной

интерпретации ПроМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой

степени кандидата технических наук

Пермь 2006

Работа выполнена в Пермском Государственном техническом университете

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Растегаев Александр Васильевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Силаев Валерий Аркадьевич

- кандидат технических наук

Коноплев Александр Владимирович

Ведущее предприятие - ОАО «Пермнефтегеофизика»

Защита состоится « 27 » декабря 2006 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д212.188.03 при Пермском государственном техническом университете по адресу: 614000, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд. 423-Б.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ.

Автореферат разослан « » ноября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета Д212.188.03, доктор г.-м. наук Растегаев А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В современных экономических условиях подсчет запасов углеводородного сырья и эффективное управление процессом нефтеизвлечения выполняется на основе детального учета особенностей геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и результатов техногенного воздействия на продуктивные пласты. В диссертации обобщены результаты исследований по определению гидродинамических параметров нефтесодержащих интервалов в разрезах скважин для геологического обеспечения подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Значительная часть этих исследований связана с нахождением гидродинамических параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС) при комплексной геологической интерпретации промыслово-геофизических материалов. В работе изучалась возможность использования каротажных материалов для определения гидродинамических характеристик (и, в частности, гидродинамической проницаемости k_гди) коллекторов, т.к. решение задач совместной обработки данных гидродинамических, геолого-промысловых и геофизических исследований, направленных на разработку методик комплексной интерпретации, до сих пор остается нерешенной научной проблемой. Диссертация посвящена созданию методики, предусматривающей комплексное использование материалов ГИС при определении гидродинамических параметров при подсчете запасов углеводородного сырья, проектировании, анализе и регулировании разработки залежей нефти.

Актуальность выполненных исследований определяется получением необходимой информации в безиспытательных скважинах (т.е. в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями) за счет привлечения данных ГИС. Это позволит выявить пространственные закономерности изменения гидродинамических параметров при моделировании залежей нефти и газа. Использование данных ГИС позволит более полно и дифференцировано оценить добывающие возможности скважин и нефтесодержащих интервалов (пластов) как при разработке нефтяных и газовых месторождений, так и при подсчете запасов углеводородного сырья.

Цели работы:

- обоснование возможности комплексного использования данных гидродинамических исследований (ГДИ) и геофизических исследований (ГИС) для оценки фильтрационных параметров продуктивных пластов, что позволит более детально охарактеризовать их изменение на участках, не охваченных промысловыми исследованиями.

Основные задачи исследований:

1. Научное обоснование возможности определения гидродинамической проницаемости пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского Прикамья по данным ГИС.

2. Разработка методики оценки коэффициента гидродинамической проницаемости с помощью зависимостей типа «геофизический параметр = f(гидродинамический параметр)».

3. Разработка способов определения количественных оценок значений гидродинамической проницаемости по данным ГИС для проведения гидродинамического моделирования залежей углеводородов.

4. Оценка перспектив использования результатов совместной интерпретации материалов гидродинамических исследований и данных ГИС.

Методы решения задач. Для решения поставленных задач использованы результаты комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по скважинам Быркинского, Гондыревского, Гожано-Шагиртского, Кокуйского, Кудрявцевского, Крассноярско-Куединского, Москудьинского, Осинского, Трифоновского, Уньвинского, Шатовского, Чураковского и Юрчукского нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Результаты проанализированы и обобщены с использованием статистических методов обработки экспериментальных данных.

Научная новизна:

1. Обоснована методика использования k_гди=f(J_) для оценки ряда месторождений Пермского Прикамья.

2. Разработана методика определения гидродинамических параметров по данным ГИС с использованием эталонирования по материалам ГДИ.

3. Установлено, что полученные гидродинамические характеристики продуктивных интервалов могут быть использованы для моделирования строения залежей УВ и для оптимизации выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Защищаемыми положениями диссертации являются:

1. Методика оценки коэффициента проницаемости пород-коллекторов в безиспытательных скважинах по данным ГИС.

2. Статистические модели для оценки фильтрационных параметров для ряда месторождений Пермского Прикамья.

3. Оценка пространственного изменения коэффициента гидродинамической проницаемости по данным ГИС для залежей углеводородов.

Практическая ценность работы сводится:

- к созданию и внедрению в практику методики определения количественных характеристик гидродинамической проницаемости по данным ГИС;

- к повышению точности оценок извлечения запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья;

- к использованию полученных моделей для повышения точности оценок запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки ряда нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на конференции молодых учёных и специалистов ООО «Лукойл-Перм-нефть» (Пермь, 2000 г.); на научно-технических конференциях “Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений” (Перм. гос. ун-т, апрель, 2000 г.) и в Пермском техническом университете молодых специалистов “Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» (Перм. техн. ун-т, ноябрь, 2000 г.); на научно-технической конференции ЗАО «Лукойл-Пермь» (1-е место на конкурсе ТЭК-2001. Москва, февраль, 2002 г.); на заседании секции Ученого Совета ООО ПермНИПИнефть (март, 2001 г.); на межрегиональной конференции молодых ученых в г.Ухта (март, 2002г.); на открытой молодежной научно-практической конференции РТ ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске (сентябрь, 2002 г.); на научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» в г. Уфе (май, 2004 г).

Публикации. Основные положения диссертации изложены в 14 публикациях и в 5 научно-исследовательских отчетах по теме диссертации.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения и списка литературы. Объем работы 120 страниц, включая 42 рисунка, 8 таблиц, список литературы из 116 наименований.

Успеху наших исследований способствовала действенная помощь сотрудников лаборатории промысловых исследований ПермНИПИнефть при выполнении тем, научное руководство которыми осуществляли А.И.Дзюбенко, Г.В.Макаловский, В.И. Пузиков и Ю.А. Сатюков.

Автор приносит глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А.В. Растегаеву.

Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над диссертацией автор выражает В.И. Галкину, Ю.В. Шурубору , Е.П. Гудкову , В.Н. Коскову, Н.И. Крысину, В.И. Пахомову, С.Д. Сумарокову, Ю.А. Яковлеву, В.К. Червяковой.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приводится обзор методов нефтегазовой геологии, предназначенных для решения задач подсчета запасов УВ и управления процессами разработки месторождений, и роль методов ГИС при решении ряда геологических задач.

Выделение и качественная оценка продуктивных интервалов осуществляется посредством геофизических методов исследования скважин (ГИС). В процессе бурения и по его окончании методами ГИС изучают весь разрез скважины для решения ряда задач: технологических (контроль в процессе бурения), литологического и стратиграфического расчленения толщи горных пород вскрытых скважиной, выделение коллекторов и оценки их емкостно-фильтрационных свойств.

Основными источниками негеофизических данных о разрезах скважин являются результаты опробования пластов и кернового анализа.

В процессе бурения скважин производится отбор керна с последующим изучением и описанием образцов горных пород, получением количественных данных о коллекторских свойствах пород.

Для изучения нефтегазоносных пластов в скважинах также проводятся гидродинамические исследования (ГДИ): опробование пластов, в ходе которых определяются качество и количество извлекаемых из скважины нефти и газа. Задачей скважинных исследований продуктивных пластов является сбор данных для последующего определения коэффициентов продуктивности, проницаемости, гидропроводности и других гидродинамических параметров. Так, например, обработка результатов исследования скважин методом прослеживания давления по среднему прямолинейному участку на кривой восстановления давления КВД дает возможность определить коэффициент гидродинамической проницаемости согласно формуле

k_гди= 2.3  11.57  Q  b  / tg i  4h,

где Q–дебит жидкости м³/сут, b–объемный коэффициент, -вязкость сПз, h–эффективная нефтенасыщенная толщина пласта см, tg i–угловой коэффициент.

Основными физическими характеристиками коллекторов являются пористость и проницаемость. Эти характеристики традиционно определяются при лабораторном изучении керна и при обработке результатов гидродинамических исследований. Но вынос керна, особенно из продуктивной части геологического разреза, ограничен и не всегда представителен. Это обусловлено в основном геологическими (разнообразие физических и химических свойств флюидов, степень неоднородности продуктивного пласта по разрезу), технологическими (различие в характере вскрытия и опробования пластов, толщин стенок обсадных труб и цементного кольца) и математическими (степень достоверности средних величин проницаемости, зависящих от количества анализов, приходящихся на пласт толщиной 1 м, достоверности единичных анализов и др.). Кроме того, в последние годы возросло количество мелких месторождений, по которым на поисково-разведочной стадии керновый материал практически отсутствует. Поэтому, в настоящее время большая часть информации о ФЕС пород-коллекторов получается путем использования материалов ГИС, обеспечивающих более точную оценку запасов нефти и газа. Полной геологической моделью скважины может служить послойное промыслово-геологическое описание ее разреза, основанное на коллекторских результатах анализа керна, скорректированное и пополненное данными ГДИ и ГИС.

Во второй главе приводится анализ геологического строения и емкостно-фильтрационных характеристик пластов-коллекторов ряда месторождений Пермского Прикамья, охваченных гидродинамическими исследованиями.

В качестве объектов исследования были рассмотрены терригенные отложения нижнекаменноугольного возраста Быркинского, Гондыревского, Красноярско-Куединского, Трифоновского и Гожано-Шагиртского месторождений, расположенных на Башкирском своде; Юрчукского и Уньвинского месторождений на Соликамской депрессии; Чураковского месторождения, приуроченного к Бымско-Кунгурской впадине; Шатовского месторождения на Висимской впадине; Кудрявцевского, Москудьинского месторождений и Ножовской группы, находящихся на Верхнекамской впадине.

В литолого-стратиграфическом отношении основные промышленные запасы нефти месторождений приурочены к терригенным отложениям визейского яруса, песчано-глинистые продуктивные породы которого образовались в результате отложения кластического материала в бассейнах осадконакопления и последующих диагенетических процессов. Они состоят из твердой минеральной части и порового пространства, геометрия которого определяется размерами, формами, отсортированностью и распределением минеральных зерен. Терригенные отложения визейского яруса представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Проницаемые разности песчаников и алевролитов радаевского, бобриковского и тульского горизонтов нефтенасыщены. К ним и приурочены основные промышленные залежи нефти визейского терригенного комплекса. Литолого-стратиграфическое расчленение разрезов скважин проведено по данным кернового анализа и результатам интерпретации методов ГИС, позволивших определить границы залегания пластов и выделить в разрезе скважин проницаемые нефтенасыщенные интервалы.

В третьей главе содержатся сведения о комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ, и обосновывается возможность получения информации о гидродинамических параметрах пластов-коллекторов в скважинах, не охваченных гидродинамическими методами исследований.

Значительным этапом исследований явилось построение корреляционных связей данных ГИС с данными лабораторного анализа керна. Например, автором проведена оценка пористости продуктивных пластов верейских отложений Пермского Прикамья по данным ГИС и определение нижних пределов пористости.

Для определения проницаемости по данным ГИС чаще всего используют парные связи коэффициента проницаемости k с коэффициентом пористости К_п (определенными по керну), параметром насыщения Р_н, глинистостью, относительным разностным параметром J_n_и J_ , относительным удельным сопротивлением _п/_в. В работах Б.Ю.Вендельштейна, В.Н.Дахнова и др. предлагается для повышения точности получаемых оценок проницаемости использовать многомерные зависимости. Однако малый объем проводимых промысловых исследований и фрагментарный отбор керна не дает пространственного представления об изменении коэффициента проницаемости в целом по залежи. Поэтому возникает необходимость в оценке его косвенными методами – по данным тех геофизических методов исследований скважин, параметры которых связаны с фильтрационными свойствами пласта. Проницаемость, определенная по керну, обычно искажена за счет того, что образцы керна исследуются в основном из более плотной части продуктивного пласта. Кроме того, радиус (глубина) промысловых исследований сопоставим с толщинами пластов-коллекторов, в то время как образцы горных пород характеризуют лишь «точечные» элементы в разрезе скважин. Поэтому при составлении схем разработки нефтяных месторождений используют данные о проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований. Для получения сведений о проницаемости продуктивных пластов в скважинах, пройденных без проведения пластовых испытаний, автор считает целесообразно использовать зависимости вида геофизический параметр как функция от коэффициента гидродинамической проницаемости k_гди.

Подобные сопоставления значений k_гди с показаниями какого-либо геофизического метода для месторождений Пермского Прикамья практически не проводились и поэтому основной целью настоящей работы является построение моделей распределения проницаемости по залежи, опирающихся на полученные результаты данных сопоставлений.

Для получения информации о продуктивных пластах (продуктивность, гидропроводность, проницаемость) автором предлагается применять зависимости вида «гидродинамический параметр =f(геофизический параметр)».

Геофизические характеристики продуктивных пластов (А_ПС, I, In, t и др.) чаще всего участвуют при подсчете запасов углеводородного сырья нефтяных залежей. На этапе же разработки этих залежей результаты интерпретации данных ГИС используются не в полной мере. Только в единичных случаях привлекаются каротажные материалы для определения коэффициентов продуктивности и для построения карт дифференциации запасов нефти.

Результаты интерпретации промыслово-геофизических материалов при определении коллекторских свойств горных пород использовались многими исследователями. Так, Б.Ю. Вендельштейн и Н.В. Царева считают, что для сопоставления геофизических параметров с К_прод оснований значительно больше, чем для сопоставления К_прод с данными керна. Коэффициент продуктивности и физические параметры коллектора, рассчитанные по данным ГИС, имеют общую природу в том смысле, что являются интегральными, характеризующими весь геологический объект в целом. Это хорошо видно при сопоставлении объемов объектов исследований по данным керна, геофизических и промысловых исследований. Так, например, образец керна по объему примерно в 100000 раз меньше объекта исследований, охарактеризованного по данным промысловых методов. В свою очередь, объемы объектов исследований по данным геофизических и гидродинамических методов отличаются один от другого не более чем в 100 раз и более сопоставимы друг с другом. Не случайно Л.И. Орлов, И.И. Башлыкин и другие исследователи пришли к выводу о том, что проницаемость, определенная по материалам ГИС, отличается от проницаемости, определенной по керну, и лучше согласуется с данными гидродинамических исследований.

Среди методов ГИС, используемых для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, наиболее эффективным является радиоактивный каротаж (в том числе и метод естественной радиоактивности ГК, показания которого определяются минеральным составом коллекторов и содержанием глинистого материала в скелете породы). Поэтому, как считает автор, зависимости вида «геофизический параметр – гидродинамическая проницаемость / продуктивность» для месторождений Пермской области весьма информативны.

В результате проведенных исследований установлено, что проницаемость определенная по данным ГК (k_гди*) для терригенных отложений нижнего карбона Гондыревского месторождения согласно зависимости k_гди*=f(J), построенной с использованием значений гидродинамической проницаемости k_гди (табл. 1), характеризуется высокой теснотой связи и описываются следующим аналитическим выражением: k_гди* = -2,0775J+0,6901, с коэффициентом корреляции r = 0.80 (табл. 2). Поле корреляции между k_гди и J для Гондыревского месторождения представлено на рис. 1. Зависимости же К_п^керн=f(J) и k_керн=f(К_п^керн), построенные по данным керна и ГИС и используемые последовательно, характеризуются значительно меньшей теснотой связи.

Рис. 1. Поле корреляции между k_гди и J для Гондыревского месторождения

Таблица 1. Значения проницаемости, полученные по данным ГИС и ГДИ

для Гондыревского месторождения

Скв	Пласт	J	Проницаемость (мкм²)
Скв	Пласт	J	k_гди	k_гди=f(J)*	 J_=f(К_п^керн) и k_керн=f(К_п^керн)
63	Тл_2а	0,19	0,293	0,295	0,059
63	Тл_2а+б	0,18	0,328	0,316	0,074
356	Тл_2а+б	0,08	0,381	0,524	0,331
388	Тл_2а+б	0,14	0,273	0,399	0,126
376	Тл_2а+б+Бб₂	0,22	0,294	0,233	0,048
390	Тл_2а+б+Бб₂	0,14	0,397	0,399	0,053
391	Тл_2а+б+Бб₂	0,19	0,346	0,295	0,068
396	Тл_2а+б+Бб₂	0,06	0,806	0,565	0,355
401	Тл_2а+б+Бб₂	0,07	0,678	0,545	0,328
404	Тл_2а+б+Бб₂	0,03	0,469	0,628	0,597
411	Тл_2а+б+Бб₂	0,09	0,428	0,503	0,116
420	Тл_2а+б+Бб₂	0,05	0,502	0,586	0,227
66	Тл_2а+б+Бб₁	0,29	0,137	0,088	0,032
365	Тл_2а+б+Бб₁	0,04	0,391	0,607	0,305
407	Тл_2а+б+Бб₁	0,19	0,188	0,295	0,052
389	Тл_2а+б+Бб₁₊₂	0,08	0,713	0,524	0,07
408	Тл_2а+б+Бб₁₊₂	0,1	0,56	0,482	0,109
355	Тл_2а+б	0,04	0,551	0,607	0,115
374	Тл_2а+б+Бб₂	0,25	0,13	0,171	0,344
375	Тл_2а+б+Бб₂	0,04	0,576	0,607	0,135
399	Тл_2а+б+Бб₂	0,01	0,9	0,669	0,292

Соотношение проницаемостей, определенных по данным гидродинамических исследований и с помощью зависимости k_гди=f(J) описывается аналитическим выражением: k_гди*= 0.6379* k_гди + 0.161, также имеющим высокий коэффициент корреляции r = 0.80 (рис.2, табл.1).

Таблица 2. Значения коэффициентов корреляции

параметр	k_гди	k_гди*	k_керн
k_гди	1.00	0.80	0.32
k_гди*		1.00	0.51
k_керн			1.00

Рис. 2. Соотношение проницаемостей k_гди, k_гди* и k_керн

Значение же коэффициента корреляции между данными по керну и ГДИ значительно ниже – 0,32 (рис.2, табл.2).

Сравнение средних значений для коэффициента проницаемости, полученного по ГДИ и коэффициента проницаемости по керну, выполнено по критерию Стьюдента. Проведенные расчеты показывают, что при уровне значимости 0,95 они статистически отличаются (t_р > t_t). Аналогично выполнено сравнение средних значений коэффициента проницаемости по ГДИ и предложенной автором методике. В этом случае t_р < t_t, а это свидетельствует о том, что они статистически не отличаются. Эти данные в совокупности с приведенным ранее уравнением регрессии зависимости k_гди от k_гди* позволяют сделать вывод, что разработанный метод наиболее точно позволяет оценить значение проницаемости в безиспытательных скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями.

Применение подобных зависимостей позволяет оценить и добывные потенциальные возможности скважин, не охваченных промысловыми исследованиями, как, например, по зависимости К_прод=f(J_), построенной по 42 парным точкам для нижнекаменноугольных отложений Гондыревского месторождения (рис. 3). Эта зависимость (корреляционное отношение R = 0.91) описывается следующим аналитическим выражением: К_прод=66,078е^-9,009*∆^Jγ.

Детальный анализ результатов комплексной интерпретации промысловых и геофизических данных также позволяет уверенно определять наиболее вероятные нефтеотдающие (работающие) пласты-коллекторы.

Рис. 3. Зависимость К_прод =f(J) Гондыревского месторождения

В четвертой главе рассматриваются возможности построения моделей определения гидродинамической проницаемости, полученной по данным ГИС для ряда месторождений Пермского Прикамья.

Установлено, что эти модели дают более точные результаты, если их строить для определенных пластов конкретных месторождений:

k_гди* = 3,2888е^-8,3286^^J^, R=0,82 – для Москудьинского месторождения;

k_гди* = 0,0011*J^^2,179, R=0,91 – для Кудрявцевского месторождения;

k_гди* = 1,5184e^-21,299^^J^, R=0,87 – Шатовское месторождение;

k_гди* = 0,0001*J^^2,8269, R=0,91 – Трифоновское месторождение;

k_гди* = 1.6574e^-17.573*^^J^, R=0,93 – Чураковское месторождение.

k_гди* = 0,0193*J^-1,3271, R=0,82 – для Ножовской группы месторождений (графическое построение зависимости на рис. 4).

Полученные результаты использованы при исследовании нефтяных залежей по подсчетным объектам яснополянского и малиновского надгоризонтов Трифоновского, Кудрявцевского, Шатовского и Чураковского месторождений за счет получения необходимой информации о фильтрационных свойствах продуктивных пластов в скважинах, не охваченных ГДИ. При выполнении работы использованы результаты качественных промысловых исследований, проведенных в безводных скважинах в разведочный и начальный период эксплуатации месторождений. По этим данным автором построены карты проницаемости по ряду месторождений Пермского Прикамья, которые были использованы при защите отчетов НИР в ЦКР и ЦКЗ.

Рис. 4. Зависимость k_гди=f(J) для коллекторов терригенных отложений визейского яруса Ножовской группы месторождений

Следует отметить, что карты проницаемости коллекторов терригенных отложений Трифоновского месторождения только по данным промысловых исследований скважин (столь необходимых при гидродинамическом моделировании) не были построены в связи с малочисленностью ГДИ по подсчетным объектам.

В качестве примера в табл. 3 представлены результаты определения проницаемости по предложенным зависимостям в скв. 408 Трифоновского место-рождения.

Корреляционные зависимости также построены для Быркинского, Гожано-Шагиртского, Куедино-Красноярского и Юрчукского месторождений и использованы для определения проницаемости в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями.

Таблица 3. Пример определения k_гди*для скв. 408

Трифоновского месторождения

Пласт	Интервал проницаемого прослоя, м	Толщина прослоя, м	Характер насыщения	ρ_п, Ом·м	J	*k_гди,** мкм²
Тл_2а	1675,8-1677,2	1,4	нефть	57,4	0,02	6,62
	1677,2-1678,2	1,0	нефть	10,2	0,07	0,189
	1679,0-1680,0	1,0	нефть	15,5	0,08	0,130
Тл_2б	1699,0-1700,0	1,0	вода	3,9	0,27	0,004
Тл_2б	1700,0-1701,2	1,2	вода	3,9	0,15	0,022
Бб₁	1709,0-1712,6	3,6	нефть	58,8	0,07	0,189
Бб₂	1721,0-1724,0	3,0	нефть	41,9	0,04	0,926
Бб₂	1724,0-1725,0	1,0	нефть	18,1	0,09	0,093
Мл₂	1742,2-1743,2	1,0	нефть	22,1	0,11	0,052

Прогнозирование гидродинамических параметров по данным ГИС весьма перспективно, т.к. результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ позволяют не только оценить фильтрационную характеристику каждого проницаемого интервала в массовом порядке, но и среди всех выделенных продуктивных коллекторов определить 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 эффективность гидродинамического моделирования нефтяных залежей.

Рис. 5. Схема распределения проницаемости для центральной части

Шатовского месторождения

Из рис. 5 видно, что данные, полученные по разработанной методике прогнозирования гидродинамических параметров объектов разработки, достаточно хорошо подтверждаются реальным результатом гидродинамических исследований и практически совпадают с прогнозными данными, т.е. прогнозные данные хорошо контролируются фактическими.

Для Шатовского месторождения автором также проведена оценка влияния физико-химических свойств флюидов и пород-коллекторов на величину проницаемости. Установлено, что на определение проницаемости по косвенным признакам (каким является величина J) влияют дополнительные факторы. Выяснилось, что k_гди имеет определенные корреляционные связи с коэффициентом песчанистости К_пес, процентом селикагелиевых смол в составе нефти и вскрытой эффективной мощностью пласта (табл. 4).

Таблица 4. Корреляционная матрица, Шатовское месторождение

Параметр.	Нвскр. эф.	J	Кпес	%смол	kгди
Нвскр. эф.	1	-0,39	0,56	-0,10	0,40
J		1	-0,41	0,52	-0,61
Кпес			1	-0,22	0,42
%смол				1	-0,44
kгди					1

Построенная на основании данной информации многомерная зависимость описывается уравнением:

k’=3,3546–23,7028*К_пес+0,2375*%_смол+9,3166*К_пес²+1,0981*К_пес*%_смол–0,0244*%_смол²,

где k’ является поправкой за К_пес и процент селикагелиевых смол.

После ввода поправки уже известное уравнение определения проницаемости в скважинах не охваченных гидродинамическими исследованиями приобретает вид k_гди**= 1,5184e^-21,299^^J^+k’.

Рис. 6. Соотношение проницаемостей k_гди, k_гди* и k_гди**

Ввод поправки позволяет существенно повысить точность определения проницаемости в безиспытательных скважинах – коэффициент корреляции между k_гди и k_гди** увеличился с 0,80 до 0,97 (рис. 6).

Следует отметить, что предложенный метод определения проницаемости имеет ограничения в использовании при присутствии в скелете проницаемых пород карбонатного цемента. Было установлено, что при наличии карбонатных частиц в скелете породы (С_к>5%) зависимость J=f(k_гди) характеризуется более низкой теснотой связи (как, например, неудачная попытка построения такой зависимости по Сибирскому месторождению). Однако преобладающее большинство месторождений характеризуются наличием глинистого цемента в скелете породы и сведения, полученные при совместной интерпретации данных ГИС и ГДИ для оценки гидродинамических параметров коллекторов в скважинах, не охваченных промысловыми исследованиями, могут быть успешно использованы для определения фильтрационных свойств коллекторов с последующим построением прогнозных схем проницаемости.

Так, корреляционное поле, построенное по k_гди и k_гди*, для Чураковского месторождения показывает их высокую взаимосвязь – r=0,85, (t_т > t_р ). Данные сравнения также выполнены для Трифоновского, Шатовского и Кудрявцевского месторождений, которые также характеризуются высокими коэффициентами корреляции.

На рис. 7 представлен фрагмент карты проницаемости пласта Бб₂ Чураковского месторождения, построенной по результатам ГДИ, проведенных в 5 скважинах из 139. Несмотря на то, что значительную часть площади этого фрагмента занимают зоны, представленные плотными породами, проницаемость которых не выше нижнего предела по проницаемости, принятой по месторождению, низкая информативность данного фрагмента карты очевидна. На основании данной информации, делать какие либо выводы о распределении проницаемости по пласту Бб₂ крайне затруднительно – можно говорить лишь о фильтрационных характеристиках в районе каждой скважины.

На рис. 8 приведена эта же карта проницаемости пласта Бб₂ Чураковского месторождения, построенная по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по зависимости J=f(k_гди) с участием всех пробуренных скважин вскрывших продуктивные отложения пласта Бб₂. Сравнение этих фрагментов карт позволяет на визуальном уровне оценить достоинства предлагаемой методики определения проницаемости по зависимости J=f(k_гди) для получения дополнительных гидродинамических характеристик продуктивных интервалов, являющихся основой для оптимизации выбора оптимальной системы разработки нефтегазовых месторождений.

Достоверность полученной информации также подтверждается при сопоставлении расчетных данных по предлагаемой методике с данными структурной карты, построенной по кровле пласта Бб₂ и карты пористости по пласту Бб₂ – повышенные значения проницаемости соответствуют сводовым частям залежи и высоким значениям пористости. Достоверность достигается за счет использования больших объемов фактических данных, их многосторонним анализом, выполненным с широким применением математических методов и компьютерных технологий.

Рис. 7. Фрагмент карты проницаемости по пласту Бб₂, Чураковского месторождения, построенной по данным ГДИ

Рис. 8. Фрагмент карты проницаемости по пласту Бб₂, Чураковского месторождения, построенной по зависимости J=f(k_гди)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На большом фактическом материале обосновывается возможность более полного использования геофизических материалов при определении гидродинамических параметров продуктивных пластов посредством комплексного использования данных ГИС и ГДИ.
Предложен метод определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности, проницаемости) при использовании зависимостей вида П_геоф=f(П_гди), позволяющих получить необходимую информацию о скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями, и опирающуюся на комплексную «эталонировку».
Разработана методика и аналитическое решение задачи оценки коэффициента проницаемости по геофизическим параметрам.
Успешно апробированы методики определения гидродинамических параметров по данным ГИС на ряде нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

Косков, Б.В. Оценка пористости продуктивных пластов верейских карбонатных отложений по данным ГИС, обоснование выбора опорных пластов и определение нижних пределов пористости / Б.В. Косков, В.Н.Косков, Ю.А. Сатюков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М., 1999. – Вып. 1.– С. 15 – 19.
Косков, Б.В. К вопросу об определении гидродинамической проницаемости по данным ГИС / Б.В. Косков // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья: сб. науч. тр. – Пермь, 1999. Вып. 1.– С.193-196.
Косков, В.Н. Электрорадиометрические характеристики фаций визейской терригенной толщи Пермского Прикамья / В.Н. Косков, В.И. Пахомов, Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. – Пермь, 2000. – С.162-165.
Сулима, А.И. Корреляция разнофациальных толщ по данным ГИС / А.И. Сулима, Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. – Пермь, 2000. – С.157-158.
Косков, Б.В. Использование данных скважинных наблюдений для оценки гидродинамических параметров пластов-коллекторов / Б.В. Косков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: сб. ПГУ. – Пермь, 2001. – С. 213-215.
Косков, Б.В. Определение гидродинамических параметров продуктивных пластов по данным скважинных исследований / Б.В. Косков // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Межвуз.сб.науч.тр. ПГУ. - Пермь. 2001. – С. 116-121.
Косков, Б.В. Использование данных ГИС для оценки гидродинамических параметров продуктивных пластов / Б.В. Косков // Тезисы докладов межрегиональной молодежной научной конференции Северэкотех. – Ухта, 2002. – С. 17-20.
Косков, Б.В. Изучение соленосных толщ нефтяных месторождений Соликамской депрессии по данным ГИС с целью их литолого-стратиграфического расчленения / Б.В. Косков, В.Н. Косков, А.И. Сулима // Науч.-техн.журнал «Интервал». – Самара, 2003. – Вып. 1(48). – С.78-80.
Косков, Б.В. Оптимизация информационного обеспечения моделирования нефтяных залежей на основе использования гидродинамических параметров, определенных по данным ГИС / Б.В. Косков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М., 2003. – Вып. 2.– С. 30 – 33.
Гудков, Е.П. Моделирование нефтесодержащих геологических объектов для подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений / Е.П. Гудков, В.Н. Косков, Б.В. Косков // Науч.-техн.журнал «Интервал». – Самара, 2003. – Вып. 4(51). – С.33.
Гудков, Е.П. Основные принципы системно-структурного анализа, его сущность, цели и задачи в приложении к процессам нефтеизвлечения /Е.П.Гудков, В.Н. Косков, Б.В. Косков // Наука – производству. – 2003. – №5. – С.40-44.
Гудков, Е.П. Геофизические параметры как носители информации об эксплуатационных особенностях продуктивных пластов и добывающих скважин /Е.П. Гудков, В.Н. Косков, Б.В. Косков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М., 2003. – Вып. 10 – С. 42-43.
Косков, Б.В. Оценка гидродинамической проницаемости продуктивных пластов верейских карбонатных отложений по данным ГИС для сопровождения постоянно действующих моделей нефтяных и газовых залежей /Б.В. Косков [и др.] // Науч.-техн. вестник «Каротажник». – Тверь, 2003. – Вып. 107. – С.123-129.
Косков, Б.В. Повышение эффективности гидродинамического моделирования нефтяных залежей за счет получения дополнительной информации о фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, оцениваемых по данным ГИС / Б.В. Косков / Высокие технологии в промысловой геофизике. Тезисы докладов 3-го международного научного симпозиума. – Уфа, 2004. – С. 36-38.

Blog

Содержание

Косков Борис Владимирович

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Растегаев Александр Васильевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ