Технология выявления остаточных запасов углеводородов
по данным ГИС с использованием новых идей по изучению
фильтрационной неоднородности пород.

(Золоева Г.М., Алтухов Е.Е., Сидорчук Е.А. Государственная Академия
нефти и газа им. И.М.Губкина, Институт проблем нефти и газа РАН).

В предлагаемом сообщении представлены некоторые результаты применения оригинальной технологии изучения геологической неоднородности, прошедшей апробацию на ряде месторождений России, ближнего и дальнего Зарубежья (Казахстан, Вьетнам).

Использование данной технологии позволяет решать ряд важнейших задач, направленных на совершенствование разработки нефтяных и газовых залежей, повышение их коэффициента нефтегазоизвлечения. Среди таких задач можно выделить следующие:

Таблица 1

Результаты расчета количественных характеристик неоднородности для условных пластов

Рис.2 Участки разреза с одинаковыми коэффициентами вертикальной
расчленённости, но с различной вертикальной изменчивостью.

Рис.3 Участки разреза с одинаковыми Р и И, но с различным
распределением толщин прослоев.

Рис.4 Участки разреза с одинаковыми Р и И, но с различным распределением
амплитуд

Преимущество предлагаемых параметров состоит в том, что их можно применять, изучая геологическую неоднородность на любых иерархических уровнях, по разрезу и площади залежей. Они могут быть использованы при изучении неоднородности по любому физическому свойству породы, а также по показаниям любого метода ГИС, зависящего от этих свойств.

Наибольшее применение на практике при изучении неоднородности по ФЕС нашел комплексный параметр Р*И, учитывающий одновременно частоту чередования по глубине слоёв с различными свойствами и интенсивность изменения этого свойства с глубиной. Последние утверждение подтверждают результаты расчетов, приведенные в табл.1. Для пластов 2 и 3 (варианты а и б) получены одинаковые значения энтропии, хотя интенсивность изменения коэффициента пористости различна. Следствием этого явилось получение различных величин комплексного параметра Р*И.

В процессе исследований были установлены общие закономерности влияния неоднородности на ФЕС и продуктивность коллекторов в терригенных и карбонатных разрезах, а именно – уменьшение пористости, проницаемости и продуктивности скважин с увеличением неоднородности изучаемого объекта.

При построении объемных геологических моделей залежей считаем необходимым учитывать неоднородность коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам. Совместный анализ этих свойств и неоднородности позволяет решать ряд сложных задач, возникающих при осуществлении разработки месторождений нефти и газа.

Рассмотрим примеры решения отдельных задач, перечисленных нами выше. На рис.5 и 6 приведены карты проницаемости и неоднородности по К_пр для пласта Д1 одного из участков Туймазинского нефтяного месторождения, находящегося в разработке с 1945 г. По состоянию на 1955 г. видим неравномерное перемещение ВНК в северной части участка, что полностью согласуется с характером изменения проницаемости и неоднородности (Р*И изменяется от 0 до 0.2) коллекторов. Обводнение происходит по наиболее проницаемым и однородным коллекторам. Участок залежи в районе скважин 247, 248 и 249 остался необводненным, несмотря на хорошие коллекторские свойства и высокую однородность по проницаемости.

Причина этого явления, не объяснимая по материалам скважин, пробуренных до 1955 г., стала понятной после бурения в 1956 г. скв. 1046 (рис. 7.).

Рис.6 Карта изменения проницаемости пласта Д1 по состоянию на 1.01.1955 г.

Другой пример по крупному газовому месторождению Краснодарского края. На рис.8 приведена карта неоднородности для отложений нерасчлененной толщи мезозоя (НТМ), где сосредоточены самые высокие начальные запасы газа. Анализ данных разработки показал, что в первую очередь здесь обводнились скважины 31, 19, 54, 51, 58 и 59, расположенные в наиболее однородных по проницаемости участках. Период безводной эксплуатации в них составил 2-3 года. Скважины 47 и 75, пробуренные соответственно в 1965 и 1970 г.г. эксплуатируют НТМ до настоящего времени. Они расположены в зонах максимальной неоднородности. Скв. 53, несмотря на близость её расположения к начальному контуру ГВК, проработала 6 лет без воды. Разрез НТМ в ней также характеризуется повышенной неоднородностью.

Рис.8. Карта неоднородности по проницаемости (западный купол НТМ)

Приведенные примеры наглядно показывают где могут сохраниться невыработанные запасы углеводородов.

Прогноз начальных дебитов скважин (q_н) может быть осуществлён по корреляционным связям q_н=f(К_пр/Р*И) (рис.9). Нами был установлен различный характер этих зависимостей для скважин, пробуренных в начальной и завершающий периоды разработки. На первой и основной стадии разработки с ростом комплексного параметра К_пр/Р*И наблюдается увеличение начальных дебитов скважин (рис.9 а). В завершающей стадии, наоборот, самые высокие дебиты получены из скважин, расположенных на участках с ухудшенными ФЕС и высокой неоднородностью (рис.9 б).

Рис.9 Зависимости начльных дебитов скважин, коэффициентов охвата и
нефтеизвлечения от параметров неоднородности.

Аналогичные результаты получены для отложений нижнего олигоцена одного из нефтяных месторождений южного Вьетнама (табл.2). Установлена очевидная тенденция увеличения начального дебита скважин с ростом комплексного параметра К_пр/Р*И, величина которого тем выше, чем более однороден объект эксплуатации и лучше его коллекторские свойства. Для интервалов разреза, охарактеризованных по результатам испытаний как “сухие”, величина этого параметра составила менее 10.

Таблица 2

Результаты испытаний скважин нижнего олигоцена и характеристики их фильтрационной неоднородности.

Выявление участков с высокими остаточными запасами углеводородов на длительно разрабатываемых месторождениях основано на анализе изменения по площади ФЕС и неоднородности по данным всех пробуренных скважин. Основными критериями для выбора мест заложения новых эксплутационных скважин должны быть следующие:
- ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства;

- высокая степень неоднородности по проницаемости;

- низкие показатели коэффициента извлечения нефти или газа в соседних скважинах.

Таблица 3

Результаты промышленной эксплуатации скважин Туймазинского месторождения, пробуренных в 1977-1988 г.г. (четвертый участок)

В табл.4 приведены результаты промышленной эксплуатации по ряду скважин Туймазинского месторождения, пробуренных в 1983-1990 г.г., в том числе с учетом рекомендаций авторов предлагаемой технологии (в зонах с высокой неоднородностью по проницаемости). Суммарная добыча нефти по всем вновь пробуренным скважинам составила 51.6 тыс.т. Из них на скважины первой группы приходится 47.7 тыс.т., а на вторую группу всего лишь 3.9 тыс.т.

Таблица 4

Результаты прмышленной эксплуатации по скважинам Туймазинского месторождения, пробуренным в 1983-1990 г.г (пласт Д1)

Список литературы