3.14 Геологические модели многопластовых объектов в процессе разработки нефтяной залежи

Существующие представления о геологическом строении изучаемого месторождения

Как уже отмечалось, построение с достаточной точно­стью геологической модели месторождения с текущей характери­стикой параметров коллекторов и насыщение ее начальными и те­кущими значениями пластовых флюидов является одним из самых ответственных разделов, недостаточно изученных в общей техно­логии оптимального управления разработкой, в связи с тем, что они изменяются в процессе эксплуатации залежи. Научно-методические и экспериментальные этапы исследования этой про­блемы более целесообразно проводить на отдельных площадях, участках.

На поздней стадии разработки месторождения предметом ис­следования становятся закономерности пространственно-вре­менного распределения остаточных запасов нефти. К этому време­ни происходит изменение базы данных.

С целью дальнейшего уточнения геологического строения и создания цельной геологической модели горизонта требуется восстановить полный комплекс электронных баз по ГИС, показа­тели добычи, закачки и промысловых исследований скважин. Необходимо произвести разбивку добычи и закачки по пластам с проверкой пер­вичных данных на выявление механических ошибок. В результате будет соз­дана общая электронная база данных для построения геологиче­ской модели объекта разработки.

Ревизия и методы пополнения базы геофизических исследований

скважин

При уточнении геологического строения и формировании гео­лого-математической модели нефтяного пласта в базу вводятся та­кие необходимые параметры, как эффективная толщина, порис­тость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность коллекто­ров, интервалы перфорации и другие. Однако после сбора геолого-промыслового материала и данных по разработке выясняется, что в имеющемся объеме информации часть этих параметров отсутству­ет, и определить их по ГИС не представляется возможным. В то же время для уточнения геологического строения пластов, совершен­ствования системы разработки месторождений и создания ГТМ необходимо наличие наиболее полной информации в базе ГИС по всему пробуренному фонду скважин.

В промысловых условиях достоверность данных по характери­стике пласта и флюидов может легко проверяться, например, по сопоставлению значений гидропроводности, полученной по ГИС и ГДИС (гидродинамическим исследованиям скважин) и приведенной к фильтруемой или прострелянной толщине пласта по интер­валам перфорации к однотипным параметрам. Пример такого со­поставления данных kh/χ для неглинизированных коллекторов. Если ограничить данные ГИС и ГДИС первой зоной дос­товерности 85 %, а вторую провести на уровне 60 %, то видно, что значительное количество скважин находится вне зон достоверно­сти на уровне 60 %, поэтому они подлежат ревизии и уточнению значений параметров путем повторных замеров. Вот почему важна достоверность информации для формирования геологической мо­дели на самом первом этапе. Причины несоответствия первичных данных по ГИС и ГДИС являются далее предметом тщательного исследования.

Следовательно, задача ревизии имеющейся и восстановления недостающей информации в базе ГИС является крайне актуальной.

Одной из особенностей поздней стадии разработки месторож­дений является тот факт, что к этому времени накоплено огромное количество материала по добыче, закачке и результатам различных исследований как в базе данных, так и в самих методах геологиче­ских исследований. Это позволяет восстановить отсутствующие данные по ГИС как косвенным способом, так и путем проверки и дополнения данными ГДИС, а также путем согласования дебетов нефти в начальной стадии разработки и в процессе разработки пла­стов с системой заводнения и данных результатов применения раз­личных методов увеличения нефтеотдачи. В процессе изменения материала они будут показаны.

Возможны следующие способы ревизии имеющейся и восста­новления недостающей информации в базе ГИС:

• восстановление отсутствующих границ пластов с помощью корреляции с окружающими скважинами;

• восстановление отсутствующего значения абсолютной от­метки пласта по соседним скважинам с помощью геологического профиля;

• восстановление отсутствующего значения абсолютной от­метки пласта по структурной карте;

• восстановление значения "коллектор-неколлектор" по кар­те эффективных толщин;

• восстановление значения отсутствующего параметра (по­ристость, глинистость, нефтенасыщенность и т. д.) методом триан­гуляции по окружающим скважинам;

• восстановление значения отсутствующего параметра по со­ответствующей карте;

• восстановление значения отсутствующего параметра по данным эксплуатации;

• проверка имеющейся базы ГИС по отдельным скважинам в сопоставлении с другими.

Способы восстановления данных с помощью корреляции ос­нованы на построении корреляционных разрезов. Одна из самых распространенных схем соединения скважин в корреляционные разрезы показана на рисунке 3.10 (а, б).

Рисунок 3.10 - Схема выбора скважин для корреляции разрезов

Для построения корреляционного разреза необходимо [33]:

• ввести весь имеющийся комплекс ГИС, предварительно от-ревизированный по окружающим скважинам, в ЭВМ и построить палетку для данного объекта. Надо отметить, что обобщенная палетка для крупных месторождений типа Ромашкинского, Мамонтовского, Самотлорского в целом дает искажения, поэтому необходимо объекты разукрупнять на участки, например, по 1000-1200 скважин и строить индивидуальные разук­рупненные палетки. Это связано с тем, что для крупных месторож­дений геологическое строение по площади меняется значительно в связи с изменением слагающих пород;

• выделить опорные пласты (реперы);

• скоррелировать разрез по каротажным диаграммам относи­тельно верхнего и нижнего реперов, выделив границы пластов (рис. 2.7, цв. вкл.);

• показать интервалы перфорации, показать абсолютные от­метки, расстояние между скважинами.

Анализ, уточнение и корректировка базы ГИС основывались на современных методах интерпретации, позволяющих уточнить фактические глубины и расположение коллекторов, насыщенность, пористость и проницаемость. Использовались исходные кривые методов электрокаротажа (ПС, ПЗ, ИК), радио­каротажа (ГК, НТК) и кавернометрии (ДС), преобразованные в структуре обменного LAS-файла, к которым прилагался файл-МО ДЕЛЬ либо таблица параметров скважин. Весь комплекс работ по интерпретации проводился на ПК с использованием программы редактирования цифровых массивов "LOG" и комплексной систе­мы обработки и интерпретации "GINTEL".

На первом этапе производилось выделение проницаемых про-пластков, определение их толщин, абсолютных отметок и характе­ра насыщения. При этом использовались как прямой качественный признак (диаметр скважины), так и косвенный (глинистость) по­род. Использовались методические положения и палетки, разрабо­танные в ТатНИПИнефть, результаты исследований БашНИПИ-нефть, треста БНГ и ВНИИНПГ. Граничные значения амплитуд ПС, при которых пласт способен отдавать нефть, варьируются в пределах 22...45 мВ, в зависимости от УЭС бурового раствора. Граничное значение КС, выше которого коллекторы относились к нефтенасыщенным, принято 5 Омм. Определение сопротивления пластов проводилось, в основном, по данным методов ИК, а в скважинах, где ИК отсутствовал, - по кривым БК и КС.

Количественное определение пористости осуществлялось дву­мя способами: по данным радиоактивного каротажа (ГК, НТК) и по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации. Ог­раничением определения по методу ПС является слабая зависи­мость амплитуды ПС от пористости в слабоглинистых и чистых коллекторах. Ограничением методов радиокаротажа является зави­симость показаний не только от глинистости, но и от радиоактив­ности насыщающих пласт флюидов. Поэтому для выбора досто­верного результата показания различных методов необходимо ана­лизировать совместно с условиями замера. Количественное опре­деление нефтенасыщенности производилось на основании кривой сопротивлений ИК или БК с учетом определенного коэффициента пористости.

Частным случаем является способ, который часто используют геофизики, когда недостающий параметр определяют по со­седним скважинам без построения карт, методом триангуляции (пример показан на рисунке 3.11). Суть усовершенствования этой мето­дики состоит в том, что последовательность определения неизвест­ного значения пористости такова:

• определяется треугольник скважин 2, 4 и 5, в пределы ко­торого входит искомая скважина 7;

• на отрезке между скважинами 5 и 2 наносится шкала зна­чений пористости;

• определяется точка пересечения отрезка с лучом из сква­жины 4, проходящим через скважину 7;

• значение пористости в этой точке равно 20,2 %;

• на луче из скважины 4 наносится шкала значений пористости. По этой шкале видно, что значение пористости в скважине 7 составляет 20Л %.

Рисунок 3.11 - Вычисление неизвестного значения пористости по окружающим скважинам, в которых значение пористости известно

Наконец, в некоторых случаях возможно восстановление зна­чения отсутствующего параметра по данным эксплуатации.

Например, если скважина с неизвестными значениями порис­тости и проницаемости в пласте эксплуатируется в окружении транзитных, контрольных или пьезо­метрических скважин и по этой скважине есть значения дебита нефти, пла­стового и забойного давлений, то можно определить пористость через удельную продуктивность.

С одной стороны коэффициент удельной продуктивности (К_пд) определяется по формуле

K_ПД=Q_H/h(P_ПЛ-P_ЗАБ), (3.33)

где Q_H - дебит нефти, т/сут; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; P_ПЛ, и P_ЗАБ ^_ пластовое и забойное давление, МПа.

С другой стороны возможно определение К_ПД через пористость по формуле:

К_ПД=А∙ EMBED Equation.3 , (3.34)

Совершенствование изучения геологической модели с помощью

автоматизированных корреляционных разрезов

При огромном количестве накопленной информации по неко­торым направлениям эксплуатации для месторождений России ощущается недостаточность информации для решения инженер­ных задач. Исследования в этом направлении ведутся достаточно широко, например в ЦГЕ под руководством д.т.н. Г.И. Гогоненкова, А.С. Кашика, С.С. Эльманович, А.В. Бадагова, З.Н. Жемжурова, Е.А. Юканова, М.Х. Серкова, А.Я. Храмцова, Е.В. Ива­нович и др., однако получение информации требует ис­пользования дорогостоящих дистанционных приборов и методов их обработки. Нельзя не отметить работы в этом направлении И.Д. Амелина, В.А. Бадьянова, Б.Ю. Вендельштейна, И.С. Гут­мана, В.В. Стасенкова. Метод АКР (автоматизированный корреляционный разрез), созданный в НПО "Нефтегазтехнология", позволяет восполнить этот пробел, например, восстановить отсут­ствующие значения абсолютной отметки пластов, а также уточнить их геологическое строение на базе существующей информации. Однако природа сформировала расположение пород и коллекторов по определенной закономерности как по вертикали, так и по гори­зонтали. Хотя при этом существуют тектонические нарушения, но они также распределяются с определенной закономерностью. Если площадная по горизонтали и вертикали корреляция не проводится, то при использовании данных базы ГИС по единичным скважинам возможны расхождения в индексации пластов и определении от дельных параметров коллекторов. Но большой объем информации и наличие ог­ромного количества скважин обуславливают необходимость рабо­ты не в ручном, а в автоматизированном режиме.

При необходимости охвата корреляциоными разрезами всего фонда пробуренных скважин до настоящего времени процесс фор­мирования корреляционных разрезов проводился вручную, что яв­ляется задачей достаточно трудоемкой. Следовательно, актуальной является задача автоматизации построения корреляционных разре­зов, чтобы более полно и точно получать данные для построения трехмерной геологической модели. Надо отметить, что чем точнее строится трехмерная геологическая модель, тем точнее прогнози­руются начальные и остаточные запасы нефти.

Как правило, рассматриваются следующие способы авто­матизации построения корреляционных разрезов:

• способ ближайших скважин;

• способ крайних скважин;

• способ широтных и меридиональных разрезов;

• способ окружающих скважин.

По способу ближайших скважин из всего фонда выделяются пары скважин с наименьшим расстоянием между ними. Из этих пар формируются корреляционные разрезы по принципу включения в разрез наибольшего числа скважин.

Особенности данного способа:

• линии корреляционных разрезов имеют произвольную фор­му и направление;

• множество разрезов включают в себя, в основном, одни и те же скважины и различаются только несколькими скважинами в начале и в конце разрезов.

По способу крайних скважин выделяются пары скважин с наибольшим расстоянием между ними. Очевидно, что эти скважи­ны находятся на разных окраинах месторождения. Данные скважины соединяются прямой линией. Между этими скважинами в разрез включаются другие скважины, отстоящие от данной прямой на расстояние не более половины ширины скважинного расстояния (например, 250 м).

Особенности способа крайних скважин:

• все разрезы полностью пересекают всю площадь месторо­ждения от края до края и включают в себя достаточное число скважин для достоверной корреляции;

• все разрезы проходят через центральную часть месторож­дения;

• линия каждого разреза занимает полосу шириной не более скважинного расстояния (например, 500 м);

• способ позволяет просматривать центральную часть место­рождения во всех направлениях;

• возможны случаи, когда соседние в разрезе скважины в действительности далеко отстоят друг от друга.

По способу широтных и меридиональных разрезов вся площадь месторождения делится на полосы шириной скважинного расстояния (например, 500 м) в направлениях с запада на восток и с юга на север. Каждый разрез формируется из скважин, попадаю­щих в соответствующую полосу.

Особенности способа:

• совокупность широтных и меридиональных разрезов обра­зует квазипрямоугольную сетку, покрывающую всю площадь ме­сторождения;

• направления разрезов близки к общепринятым в геологиче­ской практике (запад-восток и юг-север);

• ряд разрезов, проходящих по краю месторождения, отли­чающемуся по направлению от меридионального или широтного, может включать в себя слишком маленькое число скважин, недос­таточное для достоверной корреляции;

• возможны случаи, когда соседние в разрезе скважины в действительности далеко отстоят друг от друга.

В том случае, если при способе широтных и меридиональных разрезов или при способе крайних скважин имеет место наличие в разрезе соседних скважин, в действительности далеко отстоящих друг от друга, рекомендуется включение в разрез дополнительных скважин, выходящих за пределы полосы шириной скважинного расстояния (рис. 2.15), по следующему алгоритму:

• выбор в разрезе пары соседних скважин, далеко отстоящих друг от друга;

• определение точки середины отрезка между данными сква­жинами;

• поиск скважины, ближайшей к точке середины отрезка;

• если найденная скважина еще не входила в разрез, то она включается в разрез между двумя данными скважинами;

• последовательность действий повторяется, пока в разрезе не останется таких скважин.

По способу окружающих скважин разрез строится вокруг рассматриваемой скважины. В этом случае выбирается четное чис­ло (4 или 6) скважин, образующих ячейку в середине с исследуе­мой скважиной (т.е., расположенных вокруг рассматриваемой скважины), и из них формируется корреляционный разрез сле­дующим образом:

• разрез состоит из 6 или 9 скважин;

• рассматриваемая скважина входит в разрез как вторая и пятая (в случае 6 окружающих скважин - и как восьмая);

• окружающие скважины входят в разрез таким образом, чтобы пара окружающих скважин и рассматриваемая скважина между ними располагались как можно ближе к прямой линии.

Особенности способа:

• способ используется для корреляции разреза индивидуаль­но в конкретных скважинах;

• рассматриваемая скважина повторяется в разрезе два или три раза, каждый раз с другими соседними скважинами;

• способ позволяет наиболее точно скоррелировать разрез в рассматриваемой скважине и проанализировать геологическое строение в окружении данной скважины одновременно в несколь­ких направлениях.

Сравнивая вышеперечисленные способы можно сделать сле­дующие выводы:

Первые три способа позволяют проводить площадную корре­ляцию.

При первом способе корреляции анализ геологического строе­ния разреза проводится по наиболее близко расположенным сква­жинам.

Второй способ корреляции позволяет проследить закономер­ности изменения геологического строения центральной части во множественных направлениях, а на окраинах месторождения - в направлении к центру.

Третий способ корреляции позволяет проследить изменение геологического строения исследуемого горизонта практически во всех скважинах месторождения в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Четвертый способ дает возможность провести местную корре­ляцию в окружении конкретных скважин без использования пло­щадной корреляции.

Применение каждого из способов построения АКР зависит от необходимости степени уточнения информации о геологическом строении, вызванной начальной информационной недостаточно­стью объекта, и эти способы дополняют друг друга в зависимости от решаемой задачи. Все четыре способа в автоматизированном режиме могут реализовываться как автономно, так и совместно. Суть совместного способа использования всех четырех методов состоит в том, что при сопоставлении одного метода определения отдельных параметров с другим, с одной стороны, уменьшается возможность получения ошибки, с другой - увеличивается досто­верность информации.

Уточнение геологического строения объекта разработки и базы данных приведёт к некоторому перераспределению индексов пластов и уточнению подсчетных параметров, в частности, пористости, про­ницаемости, границ площади нефтеносности дренируемого объекта.

Уточнение геологической модели многопластового объекта путем выделения

литологических окон

Литологические окна представляют собой зоны, в которых имеет место слияние коллекторов двух и более пластов. Через эти зоны, в которых устанавливается гидродинамическая связь, осуще­ствляется взаимодействие и перетоки жидкости между сливающи­мися пластами, знание которых значительно облегчает формирова­ние уточненной геологической модели и правильный выбор техно­логии заводнения и оптимизацию выработки запасов при эксплуа­тации скважин. Литологические окна формируются, как правило, на залежах, вскрывших многопластовый объект единым фильтром в течение длительного времени.

О природе и механизме взаимодействия пластов подробно впервые было описано И.Г. Пермяковым при анализе эффективноти системы заводнения Туймазинского месторождения, где при­водятся прямые и косвенные признаки зон сосредоточения перето­ков жидкости на примере двух пластов, суть которых заключается в следующем:

• первый прямой признак сообщения пластов - отсутствие глинистого раздела (литологические окна, приуроченные к зонам размыва глинистого раздела);

• второй прямой признак перетока воды - появление воды в скважинах верхнего пласта, расположенных внутри контура сплошной нефтеносности;

• первое косвенное указание на существование перетоков жидкости в каком-либо районе - аномально высокие пластовые давления в верхнем пласте внутри зоны отбора;

• второе косвенное указание на сообщаемость пластов и мест перетоков нефти - аномально высокое положение водонефтяного контакта (ВНК) по нижнему пласту.

Надо отметить, что в дальнейшем механизм перетоков изучал­ся многими исследователями. Однако для практических це­лей представление их в виде геологических тел или объемных объ­ектов вызывало определенные трудности из-за необходимости анализа и переработки значительного объема информации. С появ­лением ПЭВМ решение таких задач стало доступным, и один из путей их решения рассмотрен в данной работе.

Один из способов обнаружения наличия слияния коллекторов -построение карт непроницаемого раздела между пластами.

Алгоритм карты непроницаемого раздела представляет собой карту толщины между подошвой последнего коллектора данного пласта и кровлей первого коллектора следующего пласта (раздел с нижележащим пластом), либо между кровлей первого коллектора данного пласта и подошвой последнего коллектора предыдущего пласта (раздел с вышележащим пластом).

Так как слияние рассматриваемого пласта с нижележащим, по­лученное по карте непроницаемого раздела данного пласта с ниже­лежащим пластом, является в то же время для нижележащего пла­ста слиянием с вышележащим, полученным по карте непроницае­мого раздела нижележащего пласта с вышележащим (данным), да­лее рассматривается только слияние с нижележащим пластом. При этом приняты следующие методические приемы для построения карты и получение зон слияния для данного пласта с нижележащим

Методически построение карты непроницаемого раздела осно­вано на следующих принципах:

1. Карта строится в зоне распространения коллекторов, как нефтенасыщенных, так и водонасыщенньгх.

2. В зоне отсутствия коллекторов (в зоне замещения) толщина непроницаемого раздела не определена, однако принимается во внимание, что слияния пластов в этой зоне нет.

3. Основными исходными данными являются значения толщи­ны непроницаемого раздела между подошвой последнего коллек­тора данного пласта и кровлей первого коллектора следующего пла­ста по всем скважинам, в которых коллектор есть в обоих пластах.

4. Зачастую число скважин по п. 3 (в которых коллекторы есть в обоих рассматриваемых пластах) мало по сравнению с числом скважин по п. 1 (с коллектором в данном пласте) из-за числа сква­жин, попадающих в зону неколлекторов нижележащего пласта. Поэтому к основным исходным данным (п. 3) добавляются дополнительные исходные данные в виде значений толщины непроницаемого раздела между подошвой последнего коллектора данного пласта и кровлей первого коллектора нижеле­жащих пластов по всем скважинам, в которых коллектор отсутст­вует в первом нижележащем пласте. Этот прием позволяет повы­сить полноту исходной информации.

5. Когда скважина недобурена до первого коллектора нижеле­жащих пластов, а есть только толщина вскрытой непроницаемой части ниже последнего коллектора данного пласта, возможно ис­пользование этой толщины как ограничения снизу на величину не­проницаемого раздела. Тогда принимается, что непроницаемый раздел в данной скважине должен быть не меньше данной толщи­ны вскрытой непроницаемой части. В этом случае построение кар­ты непроницаемого раздела следует проводить с применением ме­тода построения карт с неполной информацией по некоторым скважинам:

вся совокупность исходных данных делится на 2 группы:

1. скважины с известным значением непроницаемого раздела (пп. 3, 4);

2. скважины (п. 5), в которых нижележащий коллектор не вскрыт и, следовательно, толщина непроницаемого раздела между пластами неизвестна, но известна толщина вскрытой непроницае­мой части ниже коллектора данного пласта.

• на основе исходных данных первой группы скважин стро­ится карта непроницаемого раздела.

• по построенной карте восстанавливаются значения толщи­ны непроницаемого раздела в скважинах второй группы.

• восстановленные значения толщины непроницаемого раз­дела в скважинах второй группы сравниваются с исходными зна­чениями толщины вскрытой непроницаемой части. Если исходное значение толщины будет больше восстановленного значения, то скважина переводится из второй группы в первую.

• процесс построения карты, восстановления значения тол­щин и сравнения с исходными значениями в скважинах второй группы повторяется до тех пор, пока не останется скважин, тре­бующих перевода из второй в первую группу.

6. Построенная таким образом карта непроницаемого раздела используется для выделения зон слияния.

Зоны слияния выделяются на карте непроницаемого раздела между пластами как области со значением толщины непроницае­мого раздела меньше заданного граничного значения. Границы зон слияния являются изолиниями с заданным граничным значением.

Например, имеются случаи, в которых рассматривались случаи взаи­мовлияния пластов через зоны слияния, наибольшая отмеченная толщина непроницаемой покрышки, при которой может иметь ме­сто переток жидкости между пластами, равна или менее 1 м. По­этому в качестве граничного значения толщины для выделения зон слияния принята толщина, изменяющаяся от 0

до 1 м.

Интервал изменения граничного значения толщины непрони­цаемого раздела обосновывается из следующих предпосылок. С одной стороны это значение определяется ограниченностью точно­сти выделения пропластков или перемычек толщиной менее 0,4 м при интерпретации данных геофизических исследований. С другой стороны, опыт практики, основанный на анализе промысловой информации, пока­зывает, что в зоне дренирования пластов, разделенных глинистыми перемычками или плотными породами менее 1 м, эти перемычки не выдерживают превышения перепада между пластовым давлени­ем и давлением в зоне дренирования более 1 МПа, что ведет к межпластовым перетокам жидкости в данной зоне. Покажем неко­торые приемы выделения литологических окон на примере кон­кретного объекта.

Выборочная оценка достоверности построения карт литологи­ческих окон проверяется путем сопоставления суммарных ото­бранных объемов запасов нефти по скважинам с расчетным рас­пределением прогнозной добычи по притоку нефти с перфориро­ванных интервалов. Карта литологических окон имеет важное практическое значение, так как позволяет формировать систему закачки и отбора для выработки остаточных запасов в многопластовых объектах, представленных терригенными, порово-трещинными, трещинно-поровыми и трещинными коллекторами.