Глава 9. Методы группирования геологических объектов по комплексу геолого-промысловых признаков

9.1. Целесообразность группирования геологических объектов

В процессе проектирования разработки залежи в её пределах ведутся различные геолого-промысловые исследования, на основе которых затем производятся гидродинамические расчеты. Перед их осуществлением залежь схематизируют, т. е. реальную залежь сложной конфигурации приводят к более простой модели — полосовой или круговой. «Под полосовой залежью приходится подразумевать залежь, лежащую между двумя параллельными прямыми, простирающимися по обе стороны неограниченно. Этими прямыми линиями могут являться либо контур нефтеносности и контур литологического или тектонического экрана (залежь с односторонним напором), либо два контура нефтеносности (залежь с двухсторонним напором). Круговая залежь, ограничена контуром нефтеносности правильной круговой формы [33, стр. 98]. В пределах залежи иногда выделяются несколько участков, которые схематизируются для проведения самостоятельных гидродинамических расчетов. Кроме того, разделение площади залежи на отдельные участки может проводиться в том случае, если отдельные параметры в значительной степени отличаются от их средних значений, установленных для всей площади залежи. При этом каждый из выделенных участков также приближено должен иметь полосовую или части круговой залежи. Для каждого такого участка рассчитываются средние значения параметров и отдельно проводятся гидродинамические расчеты [33].

Современные методы проектирования разработки включают учет средних значений коэффициента продуктивности, коэффициента полной неоднородности, вычисленных в целом для залежи [35]. Иногда расчет ведется по одному из элементов системы разработки, а затем автоматически переносится на все элементы поектируемой системы. Лишь в некоторых случаях (при значительных замещениях пласта глинистыми породами) выделяются два-три участка и по ним проводятся раздельно гидродинамические расчеты. Однако зачастую участки выделяются в виде определенных размеров, а значения параметров для гидродинамических расчетов берутся по скважинам, которые находятся в пределах этих участков. В конечном итоге фактические результаты разработки не соответствуют проектным показателям, что отрицательно сказывается на результатах разработки всего месторождения.

Следовательно, на повестку дня выдвигается вопрос о наиболее объективных методах выделения участков в пределах залежи, которые характеризовались бы определенным набором геолого-промысловых признаков. Естественно, что решение этого вопроса должно проводиться на основе той геолого-промысловой информации, которую получают в процессе поисково-разведочных работ. Информация должна характеризовать залежи продуктивных пластов как по площади, так по разрезу, что должно послужить необходимой основой для выделения однородных участков не только по площади, но и по разрезу залежи. Другими словами, речь идет о выделении геологических тел в пределах нефтяных залежей, которые будут характеризоваться определенными геолого-промысловыми признаками и, в свою очередь, влиять на процесс разработки. В пределах каждого из таких участков должны проводиться самостоятельные гидродинамические расчеты, а получаемые по ним результаты — суммироваться.

Решение данной задачи осуществлялось совместно с Л. Ф. Дементьевым на примере залежи пласта БВ₈ Мегионского месторождения Западной Сибири. При изучении залежи пласта БВ₈ были установлены исходные геолого-промысловые параметры и число скважин, по которым они получены. Результаты этих исследований приведены в табл. 4. Для выделения участков, в пределах которых пласт по тому или иному параметру считается нами в качестве однородного, были приняты интервалы значений параметра, равные частному интервалу ∆. Значения параметра, попадающие в один интервал, считались нами практически одинаковыми. Величины Δ для рассматриваемых параметров также приведены в табл. 4.

На плане расположения скважин выделялись определенные их группы, значения признака в которых различаются не больше чем на ∆. Такие группы скважин фиксировались в пределах определенных участков, по площади которых пласт считался однородным по данному параметру. Вполне понятно, что число выде­ляемых участков зависит от величины ∆, числа скважин, по которым имеются данные о значениях искомого параметра, а также от размаха R значений параметра и степени случайности распространения его значений в пределах площади. Вероятно, при зако­номерном распространении соседние участки будут характери­зоваться постепенным уменьшением или возрастанием значений в определенном направлении. Общее число выделяемых участков будет равно отношению R/Δ. При незакономерном (случайном) размещении значений геолого-промыслового признака на плане по­являются участки с равными значениями признака, но расположен­ные в разных частях площади, в связи с чем общее число выделяе­мых участков существенно возрастает.

Примеры выделяемых участков показаны на схематических картах распространения зон пласта, однородных по следующим геолого-промысловым признакам: проницаемости, продуктивности, расчлененности, эффективной толщине пласта (рис. 10, 11, 12). Общее число выделяемых на картах участков приведено в табл. 4.

Таблица 4

" 1

Исходные данные для составления карт распространения зон, однородных по геолого-промысловым параметрам

Параметры	Число скважин N	Частный интервал ∆	Число полей n
Общая толщина, Ноб Эффективная толщина, Нэф Расчлененность, Kр Песчанистость, Кпч Пористость, Кп Проницаемость (по индикаторной кривой), kпр. инд Проницаемость по КВД, kпр квд Проницаемость по геофизическим данным, kпр. геоф Коэффициент продуктивности, К	109 107 110 105 112 40 24 113 44	2 м 2м 1 0,1 1 % 0,2 мкм2 0,2 мкм2 0,2 мкм2 100 т/(сут МПа)	17 19 10 6 13 11 5 38 7

Анализ приведенных рисунков показывает, что число участков и их конфигурация на различных картах значительно отличаются. Это означает, что представления о неоднородности пласта, составляемые на основе рассмотрения отмеченных выше свойств, будут разными. Если бы мы захотели провести схематизацию пласта, опираясь на один какой-то параметр, то в зависимости от выбранного параметра получили бы существенно отличающиеся схемы- модели залежи.

Таким образом, по разным свойствам пласт характеризуется различной степенью неоднородности. Эта картина имеет место как для площади в целом, так и для отдельных блоков разработки. Участки залежи, выделяемые как однородные по одному параметру, неоднородны по всем остальным. Следовательно, выделение таких элементов строения пласта, которые были бы однородны по группе свойств путем раздельного анализа каждого из них практически невозможно. Поэтому в настоящее время блоки разработки выделяются в основном с учетом формы залежи, а не ее свойств. Существенное значение при этом имеет также и то, что при вводе месторождения в разработку число разведочных скважин недостаточно для установления структуры нефтяной залежи (под структурой понимается ее внутреннее строение).

Рис.10 Схематическая карта распространения зон пласта БВ₈ Мегионского месторождения, однородных по значениям коэффициентов проницемости (k_пр), Значения k_пр в мкм²: 1-0-0,2; 2-0,2-0,4; 3-0,4-0,6

Рис.11 Схематическая карта распространения зон пласта БВ₈ Мегионского месторождения, однородных по значениям коэффициента продуктивности (K). Значения K в т/(сут∙ МПа): 1-1-10; 2-10-20; 3-20-30; 45-30-40

Рис. 12 Схематическая карта распространения зон пласта БВ₈ Мегионского месторождения, однородных по значениям эффективных толщин пласта (H_эф)

Значения H_эф в м: 1-10-12; 2-12-14; 3-14-16; 4-16-18; 5-18-20

Проведенное нами небольшое исследование дает возможность объяснить, почему сегодня схематизация залежей осуществляется таким образом, что получаемая в итоге схема-модель имеет мало общего с реальным объектом, а результаты расчетов технологических показателей разработки существенно отличаются от фактических. Кроме того, приведенные выше данные показывают, что выделение однородных по группе признаков геологических тел вообще невозможно при раздельном рассмотрении геолого-промысловых признаков. Следовательно, необходимо установить такой набор (комплекс) геолого-промысловых признаков, который бы позволил более объективно проводить схематизацию залежи, а также существенным образом влиять на показатели разработки. Такой подход на качественном уровне невозможен и требует применения специальных математических методов анализа и учета геолого-промысловых данных, в частности, методов многомерной классификации. Применение этих методов рассмотрено в следующих разделах этой главы.