8.3 Характеристика и интерпретация карт и схем, отражающих изменение свойств нефтяных залежей

Методы геометризации свойств нефтяных и газовых залежей описаны В.И. Азаматовым, Н.М. Свихнушиным, Л. Ф. Дементьевым, А.Я. Фурсовым, Р.А. Егоровым [2, 14, 15, 36,38].

При изучении нефтяных залежей в процессе проектирования и анализа состояния разработки строятся следующие карты, отражающие свойства описываемых геологических объектов: литолого-фациальные карты, карты пористости, проницаемости, расчлененности, песчанистости, нефтенасыщенности, гидропроводности, проводимости, подвижности, сопротивлений пласта.

Карты литофаций в нефтепромысловой практике составляются для крупных продуктивных свит, горизонтов или продуктивных пластов при их значительной неоднородности с целью выявления границ распространения хорошо проницаемых, малопроницаемых и непроницаемых зон пласта и объективного установления закономерностей состава пород. При построении карт литофаций прежде всего решают вопрос о том, какие типы пород следует считать основными. Например, в сложном комплексе пород, представленном известняками, доломитами, песчаниками, ангидритами, алевролитами и глинами, можно выделять три группы пород: 1) некластические породы; 2) песчаники; 3) глины. Методика построения литолого-фациальных карт, количественная и качественная их характеристика описаны В.А. Долицким [17].

Карта пористости (изопор) составляется по значениям коэффициента пористости, определяемого либо по образцам керна, либо по материалам промысловой геофизики. В том и другом случаях коэффициенты пористости рассчитываются для каждой скважины как средневзвешенные по толщине пласта величины. С помощью этих карт находится величина среднего взвешенного по объему пласта значения пористости, которое используется в основном при подсчете запасов и реже при разработке нефтяных месторождений. С внедрением в нефтепромысловую геологию математико-статистических методов карты пористости строятся очень редко, так для них характерна значительная погрешность,

Карты проницаемости (изопрон) составляются в основном для нефтенаыщенной части пласта. Величина коэффициента проницаемости определяется тремя способами: по керну; по материалам промысловой геофизики; по данным гидродинамических исследований скважин. В первом и втором случаях значение проницаемости вычисляется как взвешенная по толщине пласта величина, в третьем случае уже в процессе исследований она рассчитывается как средняя взвешенная по эффективной толщине пласта величина. С помощью изопор изображается степень и характер распределения проницаемости в пределах залежи, что позволяет рассчитать величину среднего взвешенного по объему пласта значения проницаемости. Карты проницаемости широко используются при решении задач разработки, например: при обосновании размещения добывающих и нагнетательных скважин, при прогнозировании дебитов скважин, обводнения залежи и т. п.

Карта расчлененности используется при разработке залежей для оценки степени расчлененности пласта на том или ином участке.

Карта песчанистости отображает в изолиниях степень и характер изменения песчанистости пласта относительно общих его толщин, используется для изучения условий осадкообразование пласта, оценки закономерности изменения коллекторских свойств, прогнозирования дебитов скважин, а также оценки среднего значения этой величины по площади залежи.

Карта нефтенасыщенности показывает степень насыщенности порового пространства залежей нефтью или газом. Коэффициент нефтенасыщенности обычно определяется в каждой скважине по данным промысловой геофизики. Используется для оценки средних значений коэффициента нефтенасыщенности как в целом по залежи, так и для отдельных ее участков, а также для прогнозирования обводнения залежи в процессе разработки.

Схематическая карта гидропроводности (ε=k_прН/μ) строится для оценки фильтрационных характеристик отдельных зон зале­жи. Каждую зону обычно закрашивают или штрихуют. В водонефтяной зоне гидропроводность определяется как сумма соответ­ствующих значений по нефтенасыщенной и водонасыщенной частям пласта. Значения гидропроводности между скважинами устанав­ливаются путем линейной интерполяции. Карты гидропроводности имеют большое практическое значение при проектировании, анализе состояния, контроле и регулировании разработки. По этим картам выделяют участки с затрудненным и ускоренным движением жидкости. Наложение карт эффективной толщины пласта и гидропроводности (при их несовпадении) позволяет выявить значительное изменение проницаемости в пределах залежи. С помощью карт гидропроводности, построенных раздельно по каждому пласту при условии их совместной эксплуатации, можно рассчитать соответственно долю добычи нефти по каждому из них.

Схематические карты проводимости (k_прH) строят для оценки фильтрационной характеристики отдельных зон залежи. Каждая зона закрашивается в соответствующий цвет. Значения проводимости между скважинами определяются путем линейной интерполяции. Схематические карты проводимости используются для оценки зон с улучшенной или ухудшенной проводимостью при проектировании и анализе состояния разработки.

Схематическую карту подвижности (k_пр/μ) также рекомендуется строить для установления закономерностей в распределении фильтрационных характеристик залежи. Анализ этой карты позволяет оценить участки залежи с улучшенной подвижностью, проектировать соответствующие системы разработки, решать вопрос о выборе метода поддержания пластового давления. В процессе анализа состояния разработки карта позволяет оценивать степень выработки отдельных участков залежи, производить контроль за разработкой отдельных пластов многопластовых эксплуатационных объектов.

Карты сопротивлений (μ/ k_прH) строят путем электромоделирования пласта для решения задач проектирования и анализа разработки. Эти карты позволяют установить зоны ухудшенной фильтрации жидкости, решать вопросы расстановки добывающих и нагнетательных скважин, прогнозирования дебита скважин, отдельные вопросы контроля и регулирования разработки.

В последние годы большое внимание уделяется построению карт и схем на ЭВМ, что позволяет в значительной степени освободить геологов от излишней затраты времени и труда. Например, в институте СибНИИНП, ТФ СургутНИПИнефть, с помощью ЭВМ выдается практически вся графическая документация, необходимая при подсчете запасов, а также учитываемая при гидродинамических расчетах в процессе проектирования разработки. Составление графических документов с помощью ЭВМ проводится способом сплайн-функций, предложенны А.М. Волковым в 1976 г. Им была высказана мысль о том, что геологические тела принимают форму, соответствующую минимуму кривизны. Поскольку основным свойством сплайнов является минимальная кривизна, то через это свойство устанавливается сходство и с геологическими поверхностями. По мнению многих специалистов, построение карт, характеризующих геометризацию залежи и отдельные ее свойства, способом сплайн-функций позволяет получить наиболее объективные результаты как с математических, так и с геологических позиций.

При обработке геолого-промысловой информации и составлении карт изменения различных признаков необходимо помнить, что в том случае, когда закономерности размещения признака еще не выявлены, построение карт в изолиниях нецелесообразно. Особенно это касается изучения таких признаков неоднородных пластов, как эффективная толщина пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, которые наряду с объективно существующей изменчивостью характеризуются также значительными погрешностями определения в отдельных поисковых, разведочных и добывающих скважинах.

Необходимо также помнить о том, что стремление характеризовать все признаки нефтяных залежей с помощью карт в изолиниях и вычислять средние значения этих признаков только как средние взвешенные по площади не может быть признано в качестве рационального варианта. Способ оценки характеристики свойств залежей продуктивных пластов и метод вычисления средних значений признаков должны выбираться при обработке того или иного геолого-промыслового материала с учетом реальных условий [14].