Введение к работе
Актуальность проблелн.Щт поиске и разведке месторождений нефти и газа постоянно увеличивается доля продуктивных коллекторов, приуроченных к породам многокомпонентного литологического состава, которые, имея слогную структуру дарового пространства, насыщены различными (вода, нефть, газ) флюидами.
Как правило, интервалы пластов, работающие двухфазшаа потоками пластовых флюидов, являются составной частью зон, получивших в литературе название переходных (Н.Н.Сохранов, 1960 г., В.А.Бадьянов, 1959 г., В.И.Азаматов, 1959,1964 г.г, В.Л.Комароз, 1969 г. и другие). Переходные зоны занимают значительную часть нефтегазоносных площадей.Так,па нестороздениях Урало-Поволяья балансовые запасы нефти в тайн зонах составляют более 30 общих запасов (В.Л.Комаров,1969 г.) В Западной Сибнрл обширные площади нефтеводяных зон имеются на Сачотлорском, Федоровском, Варьеганском, Лянторском и других месторождениях. По данным В.П.Санина,Ю.А.Ковальчука и других (1975 г.), только для горизонта БВ-8 Мегионского месторовдения извлекаемые запасы нефти в интервалах двухфазных потоков переходной нефтеводяпой зоны составляют 7.5 по отнопеклю к запасам остальной нефтенасыщенной части этого пласта.По данным В.И.Шпильмана и других ученых ЗапСибНИГНИ по состоянию на 1983 год в переходных нефтеводяных зонах верхнєапт-сеноманских залегей месторовдений Западной Сибири содержалось 28.9 потенциальных запасов нефти,в неокомских - 42.5 и в юрских (без залевей бакеновской свиты ) - 61.6 от всех запасов нефти.
Учитывая количество нефтегазовых месторождений и их раз-мерн.необходимость постановки работ по изучению переходных зон месторождений Западной Сибири была очевидна.
Вопрос о необходимости изучения запасов нефти в переходных нефгеводяннх зонах поднимался неоднократно.Одними из первых эту проблему рассматривали Р.Ш.Мамлеев, В.И.Тимонин,1Э60 г. В.И.Азаматов и В.А.Бадьявов, 1959 г. Необходимость учета запасов нефти в интервалах переходных нефтеводяных зон с двухфазным потоком пластовых флюидов на месторождениях Западной Сибири была аргументирована В.П.Саниным,Ю.А.Чикишевым.Ю.А.Ко-вальчуком и Н.Д.Евко. в 1975 году.Однако тогда предложение сибирских ученых не нашло широкой поддержки у геологов и нефтяников.Одна из причин недостаточного внимания к этому предложению со стороны специалистов была связана с отсутствием методических и технологических разработок по изучению залежей с двухфазными потоками флюидов.В настоящее время , когда в неф-, тяной промышленности наблюдается падение добычи нефти, в эксплуатацию вводятся новые месторождения с меньшими запасами нефти и газа,но более сложными по своему строению, необходимость учета з;. ласов нефти в переходных зонах становится наиболее актуальной.
Цель работ заключается в разработке комплекса методик и технологий, обеспечивающих получение достоверной информации по выявлению переходных зон, оігоеделению их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), прогнозированию параметров, характеризующих продуктивность Коллекторов.
Основные эоЗачи глсслеОования: - анализ геолого-технических условий проведения ГИС и оп-
робования пластов и эффективности методик интерпретации данных ГИС в пластах с переходными зонами;
разработка методик оценки абсолютной, эффективной и фазовых проницаемостей по данным ГИС;
совершенствование существувдих и разработка новых методических приемов для выделения эффективных толщин.оценки пористости, воданефтенаснщенности и продуктивности в коллекторах переходных зон;
разработка ко?лплекса програ?.ї.шо-алгорлтшпеских средств для автоматизированной интерпретации данных ГИС в пластах с переходными зонами;
опробование и внедрение разработанных и усовершенствованных технологий интерпретации материалов ГИС в различных геолого-технологических условиях в сочетании с результатами испытаний.
Научная новизна:
I.Разработаны методика и програьгшо-алгоритмическпе средства для интерпретации геолого-гесфтзических материалов в интервалах, приуроченных к переходным зонам.
2.Научно обоснованы многомерные интерпретационные модели, позволяющие оценивать фильтрационные свойства пластов в переходных зонах месторождений Западной Сибири и Бузулукской впадины Оренбургской области.
3.Разработана технология поиска и обоснования многомерных интерпретационных связей для оценки фазовых проницаемостей, учитывающие многообразие ФЕС коллекторов переходных зон.
4.Показано .что для выделения интервалов двухфазных поте ков можно использовать параметры,характеризущие долю воды в
ожидаемом притоке.
б.Показано.что несмотря на сложность интерпретационных моделей в переходных зонах, конечные результаты по данным ГИС могут быть получены с приемлемой погрешностью.
Прозаическая ценность работ.На основании выполненных исследований внедрены в производственных и научных организациях Западной Сибири,Оренбуржья,Тимано-Печорской НГП и других регионов методические руководства по выделению коллекторов,определению их коллекторских свойств и прогнозированию продуктивности.Это обеспечило повышение информативности и достоверности решения геологических задач по данным ГИС.Разработки автора, отраженные в 14 методических руководствах нашли широкое применение при обосновании запасов нефти и газа Уренгойского (нижний мел),Бахиловского (юра).Тянского (пласты АС),Комсомольского (пласты АО.Северо-Комсомольского (пласты АС),Песцового (нижний мел),Ен-Яхинского (нижний мел),Ямбургского (нижний мел) и некоторых других месторождений Западной Сибири:3ай-кинского (девон),Росташинского (девон).Гаршинского (девон ),Конновского (девон) и некоторых других месторождений Оренбуржья.Разработанные диссертантом методические приемы ин-терпретащс широко использовались при анализе обоснованности подсчетнш параметров многих месторождений нефти и газа в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых в 1964-1992 годах.
Основные эащареме научные положения и результат.
1.Щщ изучена пластов в переходных зонах с целью определения «х подсчетшо параметров и прогнозирования продуктивності ваиболее целессооразно использовать данные ГИС.
2.ашволь»1 юаорматтаостъю в переходных зонах обладают
интерпретационные ' модели,в которых по данным ГИС оценивагтся абсолютная,эффективная и фазовая проницаемости коллекторов.
З.Для полидактовых песчаников Сургутского района Западной Сибири необходимо использовать обобщенные интерпретационные модели проницаемости,позволяющие более обоснованно применять геофизические материалы при подсчете запасов нефти в переходных зонах.
4.Учитывая сложность задач,характерных при изучении переходных зон,для их решения следует использовать предаогенше протрамшо-алгороттляческив комплексы, обеспвчиващие автоматизированную интерпретацию данных ГИС.
Реализация результатов раСопы.Цроведвнные исследования позволили:
-обосновать многомерные модели терригешшх кварцевых п полилжтовых коллекторов для определения пх фильтрационных свойств (абсолютной и фазовых проннцаегастей);
-получать по данным ГИС достоверную инфортацию.отрахащую ФЕС пластов,их продуктивность,добывные возиогзюстп сква-ram, вскрывающих пласты в переходных зонах;
-оценить по данным ГИС параметры , используемые при подсчете запасов нефти и газа ряда месторовдений Западной Сибири и Оренбуржья.
Разработанные автором методики определения подсчетных параметров и прогнозирования продуктивности в переходных зонах нашли широкое применение при интерпретации материалов ГИС б геофизических и геологических организациях Тюменьгеологии (ПГО "Тшенъпромгеофязика" и Тюменская тематическая экспедиция),ПГО "Оренбурггеология", а такте ПГО "Архангельскгеологня" ,ПГ0 "Ухтанефтегазгеология", ПГО "Укргеофизика".
Апробация работ осуществлялась при разведке и подсчете запасов указанных выше и других месторождений Западной Сибири и Оренбуржья.Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на Международных симпозиумах,конференциях и выставках (Киев.1991 г..Москва, 1992г. .Санкт-Петербург,1992 г.),на всесоюзных и региональных конференциях,семинарах,совещаниях,школах по коллекторам нефти и газа и методам их изучения.проходивших в гг.Москве -1984,1987,1990 гг.,Тюмени - 1982-1992 гг.,Львове - 1988г.,Кар-ши - 1986 г.,Кимрах - 1992 г.,Киеве - 1988-1990,1992 гг.,Калинине 1985,1989гг..Твери - 1990-1992 гг.,Сургуте - 1986 г. и других городах России и стран ближнего зарубежья.
Публикации.Основные научные положения и практические результаты опубликованы в 5 методических руководствах,3 научных обзорах, 30 статьях.
Структура, и объел Зиссергасщии.Работа состоит из введения, 5 глав и заключения .содержит 389 страниц машинописного текста,в том числе 80 рисунков,41 таблицу,библиографию из 249 наименований.
Диссертация базируется на результатах исследований,выполненных автором лично или при его непосредственном участии,по его инициативе к под его научным руководством во Всесоюзном научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте геофизических методов исследований.испытания и контроля нефте-пзоразведочных скважин (ВНИГИК) научно-производственного государственного предприятия ТЕРС" (до 1991 г. НПО "Союзпром-геофизика").Привлекались также результаты исследований,выполненных рядом ученых и специалистов России,стран ближнего зарубежья, зарубе7ннх фирм.
Автор принимал участие в планировании и обеспечении геофизических исследований коллекторов в районах Западной Сибири, Тшано-Печорской провинции,Оренбуркья,а такте Чехословакии (1986 г.),во внедрении разработанных технологий и методик интерпретации, диссертант непосредственно участвовал в подсчете запасов нефти п газа и их защите в ГКЗ СССР по многим крупным месторождениям вышеперечисленных районов,где для обоснования подсчетных параметров были использованы разработанные гол методики интерпретации.
При выполнении работы на протяжении многих лет автор тесно сотрудничал со специалистами в области интерпретации материалов гас из разных организаций НПГП ТЕРС"* и ведущими специалистами производственных и научных организаций,принимавшими участие в постановке и проведении исследований,обработке получаемой информации.
Автор выражает искреннюю благодарность доктору технических наук,профессору П.А.Бродскому и доктору технических наук А.И.Фионову за ценные советы,поддержку и помоць в постановке задач исследований при написании диссертации.Автор глубоко признателен докторам наук С.М.Аксельроду, В.С.Афанасьеву, В.Х.Ахиярову, Я.Н.Басину, Б.Ю.Вендельштейну, В ЛЛ.Добрынину, С.С.Итенбергу, В.Ф.Козяру, В.И.Петерсилье, А.В.Ручкину, В.Я.Соколову, Н.Н.Сохранову, А.С.Струкову, В.К.Федорцову, Ф.З.Хафизову, Е.В.Чаадаеву, М.М.Элланскому, Г.Г.Яценко за консультации, ценные советы и замечания при обсуждении результатов исследований.Автор выражает сердечную благодарность специалистам научных и производственных организаций Н.Т.Бондаренко, А.А.Дамаскину, В.А.Ефимову, Н.Я.Банковскому, Н.Н.Зефирову, С.П.Каменеву, П.Т.Котову, Ю.М.Кутееву, О.А.Наленковой,
О.М.Нелепченко, П.Г.Парфенову, В.И.Прокопив, Э.Г.Рабицу, А.И.Сало, В.П.Стенину, М.С.Соколову, Г.В.Таужнянскому, Т.Ф.Шалагиной, Л.А.Шульженко, Ж.К.Ягофаровой.Автор признателен своим коллегам по работе А.Н.Бабушкиной, Р.В.Бурлюк, И.В.Головацкой, А.Н.Демидовой , Э.В.Диевой, В.А.Исякаеву, Е.А.Кияшко , С.Н.Красильникову .М.М.Кропотовой, А.В.Малинину, Н.Н.Митасовой, И.В.Михайловой, Л.И.Моценко, Л.И.Орлову, Л.П.Татариновой, В.Г.Топоркову, С.А.Федорцовой, М.Я.Фридману, В.Н.Химченко, С.Г.Шальновой и другим за практическую помощь и поддержку при подготовке работы.
Чод научным руководством диссертанта подготовили и защитили диссертации на соискание ученой степени кандидата наук С.Н.Красшьников, Л.И.Моценко, М.Я.Фридман.
Во введении показана актуальность проблемы,сформулированы це ль,задачи работы,защищаемые положения и научные результаты,а также изложены научная новизна и практическая ценность работы. В первой, главе рассмотрено состояние проблемы по определению подсчетных параметров и прогнозированию продуктивности коллекторов в переходных зонах.
По физическому состоянию пластовую воду в породе принято разделять на два вида:свободную (подвижную) и связанную (не-п.движную).Свободная вода способна перемещаться в породе под действием даже незначительного перепада давления и гравитационных сил,в то время как в таких же условиях связанная вода перемещаться не может.По местоположению относительно залежи нефти (газа' пластовые воды подразделяются на две грушш-за-
контурные и ь'яутряконтурнын,называемые такге остаточшкп.Тер-мин "переходная зона" был впервые^употреблен Н.Н.Сохрановым в 1969 году.Этим термином характеризуется зона изменения воде-насыщенности от зеркала воды до высоты ее подъема под действием капиллярных сил.В своих ранних работах Н.Н.Сохранов полоеил начало изучению переходных зон геофлзичеекгмя методаш.
Одной па первых иетодкческнх разработок по определению подсчетных параметров коллекторов в переходных зонах шгно считать опубликованную в 1979 году работу Б.Ю.Вендельптейна "Геофизические критерии продуктивного нефтяного коллектора,основанные на законах фазовой проницаемостп'ЧДля выделения в переходных зонах подзоны двухфазных потоков Б.Ю.Вендельштейном предложено использовать критические значения водонасыщедаости К и К .Первое соответствует К ,при котором фазовая проницаемость по воде равна нулю; второе - при котором фазовая проницаешеть по углеводородам равна нулю. При Кв.си<Кв^в будет недонасыще'нная подзона, при Кв<Кв<йв - подзона двухфазного потока, при Кв <Кв<(1-Няо) - подзона остаточного нефтенасыщения. Здесь Кв.ев - связанная водонасыщеншеть, Кяо - остаточная нефтенаенщенность. Выше переходной зоны, как правило, распалогается зана пластов с предельной насыщенностью, в которой КвгКв.св. В то i« время известны месторождения на которых выше переходных зон Кв>Кв.св. Такие месторождения получили название недосформировавшхея и на них при испытании и в начальный период эксплуатации дазхе в сводовых частях залежи получают двухфазные потоки углеводородов и воды.
Переходные зоны присутствуют во всех залезах
углеводородов,однако их толщины в различных залежах неодинаковы. В общем случае толщина переходной зоны зависит от структуры порового пространства пород слагающих эту зону, физико-химических свойств насыщающих поровое пространство пластовых флюидов, изменчивости этих характеристик по вертикали, а также некоторых других параметров залежи.
В песчаниках с высокой проницаемостью и хорошей отсорти-рованностыо зерен толщина нефтеводяной переходной зоны не превышает 0.5 м.В песчаниках с неоднородным литологическим составом и плохой отсортированностыо она достигает нескольких десятков метров.Нефтяные залежи Волго-Уральской провинции подпираются нефтеводяными зонами толщиной 5-7м,иногда большей (Сохранов Н.Н. ,1960 г, Комаров В.Л.,Морозов Р.Б.,1969 г).На месторождениях Западной Сибири толщина переходной нефтеводяной зоны для отложений неокомского и юрского комплексов изменяются от 25 до 58 метров.При этом толщина недонасыщенной подзоны изменяется от 5 до 30 метров, подзоны двухфазного потока-от I до 8 метров, подзоны остаточного нефтенасыщения - от 5 до 20 метров (Федорцов В.К., 1986 г).
При один- ловой структуре порового пространства юрод, слагающих газонефтяную и нефтеводяную переходные зоны, их толщины будут отличаться примерно в тридцать раз из-за различий в плотностях „ коэффициентах поверхностного натяжения газа, нефти и воды в пластовых условиях. Толщины ?азонефтяных переходит; зон месторождений Западной Сибири не превышают 0.4 метра и не представляет интерес как самостоятельный объект исследования.
Толщина подзоны двухфазных потоков газа и воды в переходной газоводяной зоне для месторождений Западной Сибири состав-
ляет 0.5-1.5 м при общей толщине переходной газоводяной зоны до 15-20 метров. Кроме этой зоны двухфазные потоки газа и еоды получают также из зоны погребенной (защемленной) газонасыщенности (Яценко Г.Г., 1992 г.). Эта зона не является переходной: характерный для переходных зон закон изменения относительных фазовых проницаемостей в ней не соблюдается.
Большие потенциальные запасы углеводородов в нефтеводяных переходных зонах (и в ряде случаев газоводяных) значительного числа месторождений Западной Сибири и других регионов определяют необходимость их выделения в самостоятельный объект подсчета запасов. Для решения этой задачи требовалось проанализировать, обосновать и разработать методики выделения по данным ГИС переходных зон и определения эффективных толщин h , пористости Кп, нефте(газо)насыщенности К }.Такая работа была начата диссертантом в 1982 году.Полученные в процессе выполнения исследований результаты нашли свое отражение в настоящей диссертации.
Одним из ключевых вопросов проблемы определения подсчет-ных параметров п прогнозирования продуктивности коллекторов переходных зон по данным ГИС является достоверная оценка физико-химических свойств пластовых флюидов, и в первую очередь, вод.Это связано с тем, что физико-химические свойства пласто- « вых вод нефтегазовых местозовдений могут изменяться по высоте залежи.Минерализация вод переходных зон занимает промежуточное значение между минерализациями вод из зон предельного насыщения и законтурных вод. Об этом свидетельствуют результаты анализов проб вода, полученной из нефтеводяных зон вместе с нефтью, из водяных зон, а такке откатых из кернов, отобранных на промывочной жидкости ПЖ с нефтяной основой из предельно насыщенных
зон(В.И.Ефимешо,Н.А.Пих,Г.В.Таужнянский, 1981 г., Н.И.Нефедова, 1989 г., Ф.Н.Зосимов, А.В.Ручкин, В.Х.Ахияров, 1982,1989 г.г.). Непостоянство свойств пластовых вод приводит к тому, что при определении по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозировании продуктивности : оллекторов необходимо применять технолопш интерпретации, учитывапцие изменение физико-химических свойств пластовых вод.
Проблемы прогнозирования продуктивности коллекторов изложены в работах Б.Ю.Вендельштейна, Н.В.Царевой, А.Ф.Шакирова, А.Е.Белова, Н.Ф.Рязанцева, Ю.И.Демушкина, М.А.Жданова, В.И.Азаматова, Е.П.Гудкова, в.Ы.Гусева, Л.Ф.Деметьева, Ф.С.Ак-башева, П.М.Файнштейна, Я.С.Витвицкого, Н.М.Свихнушина, Д.Е.Коваленко, 1.Б.Бермана, Н.П.Прилипко, Д.М.Бэда, Н.Фросила, И.М.Элланского, Л.Е.Кнеллера, А.Н.Плохотникова, В.Н.Рындина, В.Н.Боганика, Ф.Ф.Крейга, В.А.Ис'якаева, Г.Г.Яценко и других исследователей.
В общем случае все методики по этой проблеме . мокно сформировать в 4 группы: I) методики, в основе которых лежат данные испытаний. поисковых или первых разведочных скважин; 2) методики, основанные на сопоставлении данных ГИС и результатов испытаний; 3) методики, построенные на основе моделей, полученных на данных керновых исследований; 4) методики, использующие результаты гидродинамических исследований приборами на каротажном кабеле. Методики первой группы неприемлемы для изучения переходных зон, так как при выборе и обосновании моделей прогнозирования используются лишь данные тех испытаний, при которых были получены однофазные притоки пластовых флюидов.
методики второй группы, как правило, настроены на изуче-
ниє пластов, дающих при испытании однофазные притоки пластовых флюидов, используют ограниченный,набор геофизической информации, и не учитывают различия в фазовых характеристиках пород с разными ФЕС.
Эффективность решения задачи прогнозирования продуктивности коллекторов существенно повышается при использовании гидродинамического каротажа (ГДК) в комплексе с другими видами гас (В.А.Исякаев, В.Г.Нувагин, Г.Г.Яценко, Р.К.Садыков, А.И.Фионов, Г.Д.Лиховол, Ю.А.Клименко, 1986 г.) (методики четвертой группы). Идеальными условиями для этого метода являются коллекторы без зон проникновения фильтрата Ш пли с очень неглубокими зонами, что существенно ограничивает их применение.
Методики третьей группы базируются на выборе и обосновании интерпретационных моделей продуктивности на основе обширной информации, получаемой на керновом материале, при испытании первых скважин или в результате . обобаения накопленной информации.Выбор интерпретационной модели заключается в обосновании системы различных многомерных и двумерных связей между .геофизическими и ФЕС пластов: формул, позволяющих рассчитать свойства пластовых флюидов, закономерностей, характеризующих изменения в присквакинной части пласта в процессе его вскрытия.В литературе описано два способа выбора'и обоснования интерпретационной модели прогнозирования продуктивности.Один, нашедший применение в трудах М.Н.Элланского и некоторых других исследователей, основан на применении специально разработанных программ многофакторного' анализа керновых и геофизических данных. Другой, развиваемый В.Н.Богаником, Л.Е.Кнеллером, А.Н.Плохотниковым и некоторыми другими исследователями, предусматривает настройку констант на различные
обобщенные теоретические и экспериментальные модели, опубликованные в литературных источниках, или получаемые в результате обобщения.
Анализ известных методик прогнозирования продуктивности показал, что они по воляют получать приемлемые результаты, как правило, в пластах с предельным насшцением.Для пластов переходных зон методики, основанные на обобщенных, заимствованных или теоретических моделях, могут приводить к значительным ошибкам.Универсальную методику прогнозирования продуктивности коллекторов по данным ГИС в принципе разработать нельзя.Приме-няемыэ для этой цели теоретические и эмпирические зависимости требуют предварительной настройки на конкретные геолого-геофизические условия.
В результате анализа состояния проблемы по определению подсчетных параметров и прогнозированию продуктивности коллекторов в переходных зонах сделаны следующие выводы.
І.Для повышения информативности ГИС в переходных зонах необходимо проводить интерпретацию с учетом факторов, определяющих движение пластовых флюидов.
2.Прогнозирование продуктивности пластов-коллекторов непосредственно по данным отдельных методов ГИС носит исключительно частных характер и возмокно только при изучении город в зонах предельного насыщения.
3.Основу различных теоретических и экспериментальных мо-;. .лей, описывающих движение пластовых флюидов из пласта в скважину, составляют ФЕС пласта, состав, свойства и соотношение насыщающих пласт флюидов, различные результаты воздействия на пласт в процессе его вскрытия и освоения.
4.Надежность определения по данным ГИС подсчетных пара-
метров и прогнозирование продуктивности пластов-коллекторов в переходной зоне зависит от правильного выбора оптимальной интерпретационной модели коллектора и учета изменения минерализации пластовых вод по разрезу.
Во второй глабе приведены методики определения абсолютной, эффективной и фазовых проницаемостей коллекторов, выбранные, разработанные и обоснованные диссертантом в качестве оптимальных для исследуемых пород.
В отечественной и зарубежной литературе описаны различные теоретические и экспериментальные дву- и многомерные связи между абсолютной проширелостыо Нпр и другими коллекторскими, структурными и физическими свойствами пласта.Как правило, все они носят частный характер и приемлемы при оценке абсолютной проницаемости пород определенного типа.Многообразие факторов, влияющих на величину Кп , не позволяет выработать универсальную модель оценки этого параметра.Все известные обобщенные модели (Козени-Кар.іана, Коутса-Дкмануара,' Вилли-Роуза, М.М.Эл-ланского, В.Н.Дахнова и другие) требуют предварительной настройки на данные, получаемые при исследовании керна или при ГИС.
На основе обобщения результатов исследования керна нео-комских и юрских отложений большого числа месторождений Сургутского нефтегазоносного района (ИГР) Западной Сибири (Комсомольское, Барсуковское, Суторминское, Муравленковское, Крайнее, Тевлинско-Русскинское, Пограничное, Когалымское, Карз-мовское, Южно-Ягунское, Холмогорское, Юкно-Сургутскоэ, Родниковое, СаЕуйское, Усть-Балыкское. Тянское, Вачимовское, Лян-торское (пласты АС и БС), Восточно-Сургутское, Родниковое, По-камасовское (пласты Ю и Юг)) установлено, что оптимальная
обобщенная зависимость К (К ,а ) описывается полиномом
пр Я ПС
второй степени:
lgK «си-охК +'с»а +d«K2+e*K «а +/«а.г
^^ пр П ПС П П ПС " ПС
Здесь - Кп - пористость, апс - снижение амплитуда
потенциалов естественного электрического ПОЛЯ.
Коэффициенты о, с, й, е, / и свободный член а в уравнении
К (К ,апс) и критерии аппроксимации (КА) и тесноты связи
(КТО) представлены в таблице I.
Табдица Г.
Эти и другие приведенные в диссертации зависимости и критерии получены с помощью разработанного под руководством диссертанта программно-алгоритмического комплекса "АНАЛИЗ* (глава 4). Относительные погрешности оценки К по этим зависимостям соответствуют 0.46 для пластов группы АС, 0.37 -для пластов группы БС и 1.08 - для пластов Ю,^. Методы математической статистики позволяют найти для этих отложений иные, чем ваше приведенные в таблице, трехмерные зависимости Кпо(Кп,апс), для которых КТС будут более приближены к КА. Однако в этом случае зависимости для отложений разного возраста будут различаться по своему виду, а выигрыш в погрешностях при этом будет незначительным (0.45;0.34 и 0.98 соответственно для пластов АС,. БС и В,_г.В терригенных разрезах, в которых кривая ПС в силу применяемой технологии
проводки сквакин является малоэффекивной, в качестве третьего параметра рекомендуется использовать информацию о естественной гамма активности пород, замеренную на керне I или при проведении гамма-каротажа (ГК) - і . Для песчаников многих месторождений Западной Сибири и других районов корреляционные связи кпр(КпДгк) и К^ (Кп,1 )описываются полиномами второй степени с КТС = 0.77 - 0.85. Применение таких трехмерных связей позволяет оценивать Кпр с относительными погрешностями от 0.28 до І.І8. Вместе с тем, трехмерные зависимости не учитывают структурные особенности порода. Попытки учесть эти особенности путем введения четвертого параметра (чаще всего - удельного электрического сопротивления" пласта - р ) не приводят к существенному улучшению интерпретационной модели (модели Пирсона, В.Н.Дахнова, О.Гомез-Риверо, Вилли-Роуза, А.В.Берлина и другие).
Эмпирические зависимости, связывающие эффективную Кп и абсблстую К проницаемости, как правило, нелинейные с коэффициентами корреляции КК = 0.ЄЗ-0.67, КТО = 0.77-0.78. Относительные погрешности оценки Кп по таким зависимостям - 0.06-0.07. Эти данные были получены диссертантом для полимиктовых песчаников Западной Сибири (Тамбейское месторождение) и карбонатных пород Росташинского и Гаршинского месторождений Оренбуржья. Предлагаемые в литературе (В.М.Майдебор,1980 г. и другие) обобщенные степенные зависимости Кп эф(Кв св) не всегда подтверждаются результатами исследований керна для конкретных отложений и месторождений. Для вышеупомянутых пород диссертантом установлены зависимости в виде гипербол с КК=0.63-0.74 и КТС=0.77-0.81. Относительные погрешности оценки Кпр.эф по
таким зависимостям 0.09-0ЛІ.
Считается, что при расчетах двухфазной фильтрации можно использовать готовые кривые относительных фазовых пронзщзе-лостей Кпр.в.отн и Кпр.н(г).отн от водонасыщенности, которые для конкретных (го Панину А.А.) классов пород одинаковые.
В действительности же форма таких кривых даже для одного и того же класса пород зависит от большого числа факторов (А.Т.Горбунов, С.Г.Пугачева, З.К.Рябинина).
Трудности, связанные с получением экспериментальных данных о фазовых проницаемостях, направили исследователей на поиск расчетных зависимостей.За рубежом это направление было развито Дж.Амиксом, проанализировавшим методики расчета, предложенные В.Р.Пурцелом, Л.А.Раппопортом, В.Д.Лисом, Н.Т.Бурдай-ном.В нашей стране исследования по использованию расчетных относительных проницаемостей проводили В.М.Березин, В.И.Пе-терсилье, В.П.Черноглазов, В.М.Ентов, Э.Ченсин и другие исследователи .Выводы исследователей различаются между собой.Например, изучая песчаники неокома Самотлорского месторождения Западной Сибири, Петерсилье В.И. сделал вывод об удовлетворительной сходимости экспериментальных и рассчитанных по формулам Бурдайна Н.Т. данных.В то же время, Черноглазов В.Н. считает, что экспериментальные и рассчитанные . по формулам Н.Т.Бурдайна данные для шлимиктовых песчаников значительно расходятся из-за неучета в расчетах особенностей структуры по-р зого пространства.Разнообразие взглядов по этому вопросу определило необходимость дополнительных исследований, которые были проведены го инициативе диссертанта во ВНИГИКе Орловым Л.И. и Топорковым В.Г. на коллекции образцов Тарасовского месторождения.Анализ этих и других экспериментальных и расчет-
ных для конкретного образца кривых относительных фазовых про-ницаемостей показал, что для гидрофільннх и слабогидрофобных коллекторов наилучшей сходимостью с экспериментальными данными обладают кривые Кяр-в<отв(К в и Квр-і|(рЬотіі(Кв), рассчитан-ные по формулам Н.Т.Бурдайна.Для сильногидрофобной породы зависимость К (К ), рассчитанная по формулам С.Д.Пирсо-на, в большей степени соответствует истинной, близкой к квадратичной, зависимости.Кривые Кп (К ) практически не зависят от температуры, в то время как кривые К (К ) с повышением температуры незначительно смещаются вправо, на величину, сопоставимую с погрешностями построения кривых фазовых проницаемостей.Известны эмпирические форлулы, связывающие фазовые проницаемости пласта с параметрами, характеризующими его насыщенность (Кв, Кв , Кио) (С.Д.Пирсон, В.Х.Фертл, В.С.Верселлино, М.М.Элланский и другие).По этим формулам южно получить приемлемые результаты при небольших изменениях параметров, отражающих насыщенность.В формулах, предлагаемых В.Н.Богаником, наряду с вышеупомянутыми параметрами предага-ется учитывать также пористость пластов, их структурные осо<-бенности и характер смачиваемости.Для учета вводятся некоторые эмпирические постоянные.На основе данных об относительных фазовых проницаемостях, рассчитанных по формулам Н.Т.Бурдайна, для большой коллекции образцов керна терригенных и карбонатных пород Западной Сибири, Оренбуржья и некоторых других районов, диссертантом было установлено, что для расчета фазовых проницаемостей коэффициенты, учитывающие структурные особенности породы и характер их смачиваемости являются переменными и эмпирически связаны с К , К и К . Для поиска обобщенных формул, описывающих интерпретационную модель фазовых
проницаемостей, диссертантом были разработаны специальная методика и программные средства "ФАЗПРОН". Построение и обоснование интерпретационной модели сопровождается поиском минимизации функционала невязки между экспериментальными и модельными значе"иями фазовых нроницаемостей. Ошибки аппроксимации кривых К j(Kb) для исследуемых пластов колебались от 0.11 до 0.35, составляя в среднем 0.24; кривых К , (К ) - от 0.20 до 0.45, составляя в среднем 0.28.
пр.и(г).отм в *
Вид эмпирических формул для расчета относительных фазовых проницаемостей значительно упрощается с применением в качестве аргумента не текущей Кв., а динамической водонасыщенности Квд=(Кв-Кв.св-Кно)/(1-Кв.св-Кно).Такой подход позволяет получить единые зависимости в виде формул:
»»К5р«Кпд <ікКпр«Кпд
Кпр.в.отн=Квд „ Кпр.н(г).отн =Квд ,
в которых размерность исходных и искомых параметров регулируется статистическими коэффициентами and. К - динамическая эффективная пористость, определяемая как К =К »(1-К СВ-К )..
В таблице 2 приведены коэффициенты, установленные автором
для ряда месторождений Сургутского и сопредельных ШТ.
Таблица. 2
Ошибка аппрок сима-ции
Ошибка аппрок сима-ции
В третьей гиабе приведены методики определения по данным ГИС параметров, используемых при подсчете запасов нефти и газа и прогнозировании продуктивности коллекторов.диссертантом проанализированы геолого-геофизические материалы по нефтегазораз-ведочным и добывающим районам страны на основании которых выбраны, усовершенствованы и разработаны методики выделения в переходных зонах коллекторов, определения характера их насыщения, пористости и насыщенности, применимые не только для отдельных месторождений, но и для групп месторождений, а в некоторых случаях - для провинций в целом.
Для выделения в переходных зонах пластов-коллекторов и оценки их насыщенности используются все доступные методы и методики выделения коллекторов - от газового каротажа и люминесцентного анализа шлама и керна до кривых различных видов каротака и результатов опробования пластов приборами на кабеле.Для выделения коллекторов применимы способы, основанные на использовании прямых геофизических признаков и косвенных количественных критериев.Малоэффективными для месторождений Западной Сибири являются способы, основанные на использовании кажущихся сопротивлений (вследствие повышенного содержания в них подвижной воды низкой минерализации).В Оренбургском районе применяемая технология бурения скважин (систематические добавки в ПЖ нефтепродуктов, обработка ІШ некачественным баритом и т.п.) снижает возможности микрокаротажа (МК) при выделении коллекторов.Для выделения коллекторов по признаку проницаемости здесь эффективны данные импульсного нейтрон-нейтронного каротажа с компенсацией влияния водородосодержания (ИННК-КВ) (Стенин В.П., Г989 г.).
Основным признаком нефте(газо)насыщенных (предельно насы-
щенных и переходных) зон является наличие в этих зонах подвижных углеводородов. Цростой и достаточно эффективной при выделении предельнонасыщенных переходных зон является методика парных сопоставлений геофизических параметров, один из которых зависит от нефтег зонасыщенности и пористости, а другой только от пористости.Для газовых месторождений Западной Сибири надежные результаты при решении этой задачи получаются по данным шютностного гамма-гамма (ГГКП) и индукционного (ИК) каротажа, для нефтегазовых месторождений - электрических методов каротажа ЭК (по данным р и а ).
* П ПС
Используемые для выделения в переходной зоне критические значения К , К и К можно дополнить критическим значением Кв .Этот критерий позволит разделить подзону двухфазных потоков на две части: при К <К <К из пласта в скважину возможен приток углеводородов с небольшим содержанием воды, а при К <К<К - вода с пленкой нефти (небольшим содержанием углеводородов).Критическое значение К соответствует точке пересечения кривых относительных фазовых проницаемостей. В трудах Вендельштейна Б.Ю., Кропотова О.Н., Яценко Г.Г. и других исследователей в качестве критических значений . предложено использовать критические относительные значения водрнасыщэкности К*<**)-(К*'**)-К 5ЛІ-К ),
в.отн в в.ев' х в.ев"
которые для терригенных коллекторов многих районов являются
одинаковыми (К*>отн=0.27; Кв_кротн=0.Б4; К**отя«0.8).Диссер
тантом совместно с А.В.Ручкиным на основе анализа данных
исследования керна (в т.ч. и отобранного на Ш с нефтяной
основой) по II месторождениям Западной Сибири были установлены
критические величины К для полимиктовых песчаников
нвокома К* -0.3І-0.37;К ' «0.54-0.Б8 и К** -0.4).По
в.отн в.кр.отп в.оти
результатам же испытаний критические величины К иные -
в.отн ^.отн^-^^в.кр.оти^-4 И К=.от№=0-54-П КНЭНИЮ ДИССерТЗНТа
несоответствия мезду критическими значениями относительной во-донасыщенности связаны:1)с недостоверностью результатов испытаний пластов из-за плохого качества цементирования обсадных колонн;2)с различием свойств флюидов в реальных пластах и в .моделях, принятых при исследовании керна и 3)с различием в характере петрофизических связей. При обработке исходной информации влияния первого и третьего факторов были по возможности устранены путем анализа принятой модели геологического строения местороадения, геофизических материалов, контролирующих качество цементирования обсадных колонн и сопровождающих процесс испытаний, использования обоснованных данных о К , полученных на керне, отбираемом на ПЖ с нефтяной основой, или смоделированных методом капилляркметрии, применения петрофизических связей с высокими статистическими критериями.После этого можно считать, что основная причина несоответствия критических значений водонасыщенности по керну и испытаниям связана со вторым фактором.Модели фазовых проницаемостей на керне были построены без учета таких физических свойств пластовых флюидов, как поверхностное натяжение, скорость ' потока, вязкость, что, по-видимому, и привело к несоответствию критических значений К , К и К .оцененных на керне и по
в в.кр в А
данным испытаний.
Для устранения несоответствий, вызванных недоучетом влияния физических свойств пластовых флюидов при установлении критических значений водонасыщенности диссертантом рекомендовано выделять в переходных зонах интервалы с
двухфазными потоками по критическим значениям t и f . Параметр f отражает долю вода в ожидаемом притоке.Суть его вытекает из теории движения отдельных фаз в многофазовом потоке, разработанной в 1941 году Лавереттом.Доля воды в ожидаемом притоке может быть оценена как отношение скорости притока воды V к суммарной (Vb+Vh) скорости притока воды и нефти Y или отношению удельной продуктивности пласта по воде т^ к сумме удельных продуктивностей по воде и углеводородам (т^+т^). Удельные продуктивности пласта зависят от фазовых проницаемостей, физических свойств флюидов в пластовых условиях, параметров, характеризующих добротность вскрытия пласта, размеров контура питания.В разработанных методиках они рассчитываются на основе данных, получаемых при ГИС и геолого-технологических исследованиях (в том числе и по газовому каротажу), результатов" опробования приборами на кабеле, испытаний соседних скважин и другой накопленной в процессе изучения месторождения информации.
Абсолютные критические значения параметров f , f и.f соответствуют О; 0.5 и І.При f =f =0 пласты будут работать безводной нефтью (газом), а при f«f =1 - чистой водой.При і
в в в * кр
fe < *в<*в - воду с пленкой нефти.Фактические критические значения параметров t и f будут отличаться от абсолютных на величину абсолютной погрешности if , оцениваемой по формуле ДГв=Гв+ГвхйГв, где бг - относительная погрешность оценки доли воды в ожидаемом притоке.Проверка интерпретационных моделей, используемых для расчета г , на устойчивость по специально разработанной методике (глава 4) показала, что при максимально допустимых погрешностях измерения геофизических и пет-
рофизичвских параметров, параметр f определяется с погрешностью 0.1 з 93 случаев, a f - в 75 случаев.Поскольку в реальных условиях погрешности измерения исходных данных нике принятых при расчете модели на устойчивость, значения f =0.1 и t =0.9 можно считать надежно обоснованными для разделения коллекторов по характеру насыщенности.
При рассмотрении методик определения по ГИС пористости и насыщенности показано, что стандартнне приемы интерпретации в переходных зонах, базирующиеся на данных отдельных методов ЭК и петрофизических связях типа К (а г), ?(К ), Р (К ), недостаточны.Успешно решать гэологические задачи можно на основе комплексного использования информации, получаемой по данным ЭК во всех модификациях, РК в модификациях ГК, НТК или ННК, ГГКП, ИННК, АК при использовании нетрадиционных двумерных и многомерных линейных и нелинейных зависимостей, связывающих ФЕС и физические свойства пластов.Этот вывод подтвержден и проиллюстрирован примерами для песчаников Западной Сибирской и Тимано-Печорской провинции.Так например, по данным акустического (АК) и каротажа ПС и рекомендованным нелинейным зависимостям К (At,а ) абсолютная средняя квадратическая погрешность определения К не превышала + 0.025.
Совместное движение пластовых флюидов з подзоне двухфазных штоков определяет необходимость количественной оценки общей К , связанной К и подвижной К
в в.се а.пода
водонасыщенности, общей К , остаточной К и подвижной Кн по в нефтеяасыщенности. Определение Кв в Переходных зонах по данным ГИС осуществляется на основе корреляционных связей между К и другими свойствами коллекторов.Наиболее
достоверными являются связи К (К ) и К (К ),
г в.св4 пр' в.ев п *
построенные по данным исследования керна, отбираемого на ПЖ с нефтяной основой, и при моделировании связанной вода методом капилляриметрии. Такие связи, как правило, имеют нелинейный вид, а их статистические критерии высокие.Минерализация связанной воды Св изменяется с ухудшением коллекторских свойств пласта ( уменьшением К и увеличением К ) (Ахияров В.Х.,Ручкин А.В.,Бфименко В.И.,1984 г.). Этот фактор также необходимо учитывать при интерпретации материалов ГИС.
Для месторождений Западной Сибири при определении К по данным ГИС необходимо учитывать изменения минерализации вод по разрезу. Установленные автором средние значения минерализации вод (г/л) для Уренгойского и соседних с ним Песцового и Ен-Яхинского месторождений, приведены в таблице 3.
Таблицр 3.
Для других месторождений воды изменяются по разрезу в иных минерализациях, сохраняя при этом закономерность:минера-лизация связанной внутриконтурной вода выше минерализации подвижных вод.
Для оценки общей водонасыщенности К применяются методики, основанные на использовании связи между рп, Кп и КгКак правило, такие связи в билогарифлическом масштабе линейные и справедливы для переходных зон с коллекторами, представленными чистыми разностями и насыщенными водой повышенной минерализа-
ции.Для переходных зон, коллекторы которых представлены неоднородными по структуре породами, насыщенные водой с иной, чем в предельнонаснщенных зонах и за контуром нефтегазонос-носности, минерализацией, требуются более слозгаг петрофизи-ческие связи.Применение трехмерных связей, таких, как р(Кп,апс) или Р (К ,К ), приводит к снижению относительной погрешности. Например, для полимиктовых песчаников перлского возраста Во-зейского и Харьягинского месторождений относительная погреп-ность снимется с 0.23-0.24 до 0.102-0.III, для песчаников юры Еахиловского месторокдения - с 0.221 до О.147.При этом критерии тесноты связи соответственно повышаются с 0.54;0.57 и 0.61 до 0.774; 0.796; 0.727.Относительная погрешность оценки К по традиционной двумерной связи Рн(Кв) для юрских песчаников Ба-хиловского месторождения составляет 0.21 при КТС=0.47.Для трехмерной т.в связи Рн(Кв,Кп ) КТС=0.676, а относительная погрешность определения К составляет 0.104.
При определении К по методу сопротивления используется не минерализация пластовой вода, а соответствующее ей удельное электрическое сопротивление - р .Различия в значениях р' внут-риконтурных и законтурных вод являются основным источником погрешностей при определении Кв по традиционным связям, приводят ' завышению значений этого параметра в продуктивной часта разреза и в переходных зонах (из-за использования в расчетах рв, соответствующих законтурным водам).
Учет изменений минерализации вод при определении К по данным ГИС в разработанной диссертантом методике выполняется в два этапа:на первом учитываются изменения минерализации С (удельного сопротивления - р ) вод в зависимости от К или
в. пр
ка.св,На втором - различия Са и рв вод в зонах предельного
насыщения, переходных и законтурных.Значения рв, приводятся к температуре пласта.Бо данным р , р и К рассчитываются объемная влажность (К «К ) и водонасыщенность К .Применяемые для определения К зависимости р /р (К , К ) имеют КТС=0.92, а от-
носительная погрешность определения К составляет 0.06.Повышенные требования, предъявляемые к значениям К в переходных зонах, требуют при определении водонасыщенности по методу сопротивлений учета влияния технологических факторов, приводящих к охлаждению прискважинной части пластов, образованию окаймляющих зон и другим.Разработки диссертанта по этим вопросам также приведены в этой главе.
Для определения остаточной нефтенасыщенности К рекомендованы зависимости К (К ,К ), позволяющие оценивать этот параметр с относительной погрешностью 0.4^.Непосредственно по данным ГИС значения Кко можно получать с помощью ИННК-КВ.
Для оценки продуктивности пластов нужна информация о физических свойствах флюидов в пластовых условиях и о некоторых технологических факторах скважины.В главе приведены сведения и методики, необходимые для пересчета измеренных в атмосферных условиях физико-химических свойств газа, нефти и вода к пластовым условиям, учета различных технологических факторов скважины, приводящих к ее несовершенству.
Успешное применение методик определения по данным ГИС подсчетных параметров и продуктивности пластов в переходных зонах из-за многообразия факторов, влияющих на эти характеристики, возможно только при использовании современной вычислительной техники.
В четвертой гла&е описаны разработанные диссертантом программно-алгоритмические средства для автоматизированной интерпретации материалов ГИС в переходной зоне, позволяющие выбрать, разработать и обосновать интерпретатонную модель пласта, оценить ее устойчивость при современных средствах измерения керна и ГИС, целенаправленно использовать информацию, получаемую при ГИС, для решения задач, связанных с выделением в разрезе коллекторов с переходными зонами, определения их фильтрационных и коллекторских свойств, положений газокидкост-ных контактов, линейных балансовых и извлекаемых запасов, прогнозирования продуктивности и других эксплуатационных характеристик.
В их основу были положены принципы:!) эти средства должны гають универсальный способ ввода, хранения и обмена данными, то есть быть доступными любой используемой в отрасли системе автоматизированной обработки данных ГИС и керна (АРМ Подсчет, ГИНТЕЛ и другие);2)они должны обеспечивать общение специалиста с ЭВМ при решении задач в рамках понятий и терминов, применяемых в нефтегазовой геологии и геофизике;3) они должны быть организованы иерархически и иметь структуру "дерева" (или сопряженной структуры "„еревьев"), на каждом разветвлении которого имеется возможность принять решение о дальнейших путях их обработки и интерпретации, ограничении и конкретизации;4) управление математической процедурой должно быть максимально автоматизировано или переведено на язык проблемной области; 5) средства должны гарантировать получение всей необходимой информации.
Разработанная на этих принципах технология представляет собой совокупность трех программных комплексов "Построение
петрофизических моделей", "Обработка данных ГИС" и "Геологическая интерпретация".
Программный комплекс "Построение петрофизических лодёлей* обеспечивает:1) классификацию исходной геолого-геофизической информации;2) поиск связей между различными геолого-геофизи-ческими данными;3) построение уравнений связи мевду геологическими, геофизическими и иными характеристиками;4) поиск обобщенных зависимостей относительных фазовых проницаемостей коллекторов по воде и углеводородам;5) обоснование интерпретационной модели и оценку ее устойчивости.
Методика классификации позволяет решать две задачи: 1)разделять исходные данные на группы (классы), относящиеся к различным генеральным совокупностям и 2) отделять данные соответствующих классов от статистического шума.Эти задачи решаются с помощью модельБо-целевого и системного (интеллектуального) подходов.Модельно-целевой способ реализован при обработке геолого-геофизической информации по граничным значениям и по эллипсам рассеяния.Системный способ реализован для проведения топологического и кластерного анализов, выделения тренда и расшифровки неопределенностей.Результаты классификации представляются в графическом или табличном виде.Оценка результатов классификации проводится на основе анализа дифференциальных распределений по классам.
Поиск и построение связей мевду геолого-геофизическими характеристиками осуществляется на основе компонентного анализа, являющегося разновидностью факторного анализа.Для оценки того, что между одной-зависимой характеристикой и несколькими другими независимыми существует линейная связь, разработана программа анализа линейной модели и оценки значимости неза-
висимых характеристик.Ограничения в применении компонентного анализа связаны с заведомо предполагаемой линейностью связи и превышением количества компонент, объясняющих дисперсию, над количеством характеристик.Оценка значимости вли-фтія выявленных при компонентном анализе факторов на исследуемую характеристику проводится по различным мерам связей.Мерой связи двухмерных линейных зависимостей слугит коэффициент корреляции, двухмерной нелинейной - корреляционное отношение и коэффициент ранговой корреляции Спирмена, многомерной линейной связи - множественный коэффициент корреляции, для многомерной нелинейной -коэффициент согласованности Кендалла-Смита.Анализируя возможности применения этих критериев к геолого-геофизической информации были выявлены ограничения их применения, связанные с неравномерностью распределения исходной информации в пределах интервалов их измерения и приводящие к зявышению критериев тесноты связи.Для устранения выявленных ограничений обоснован 1Шформационный критерий тесноты связи, учитывающий долю изменений изучаемого параметра в зависимости от изменений известных факторов.Для аппроксимации исходной геолого-геофизической информации предложен критерий аппроксимации, показывающий, с каким максимальным значением информационного критерия тесноты мс-яо построить в конечном счете эмпирическую связь.Эти критерии использовались для обоснования интерпретационных моделей, приведенных в главах 2 и 3 диссертации.
В разработанных ігрограммно-алгоритмических средствах задача построения петрофизических уравнений решена в два этапа.На первом - выделяются- связи, являющиеся типовыми для геолого-геофизической информации.На втором - проводится построение связей, которые подтверздаются статистически, но не могут
Сыть выражены известными типовыми уравнениями.В качестве типовых выбраны 14 уравнений связи.Выбор связи осуществляется автоматически по одному из трех критериев качества аппроксимации:!) по минимальной остаточной дисперсии или по информационному критерию тесноты связи;2) по минимальной прогрешности зависимой характеристики; 3)по двум критериям одновременно.Информация, не описывающаяся типовым двухмерным уравнением, обрабатывается на предмет поиска многомерных уравнений.В программах реализовано два способа поиска таких уравнений:!) с помощью полиноминальной-функции и 2) с помощью произвольных связей.Полиномы представляют собой дробно-рациональные функции, степень числителя которых находится в пределах от І до 3, а знаменателя - от 0 до I или числителя со степенью 0 и знаменателя от I до 3.Программа ^Построение произвольных связей" является наиболее гибким инструментом построения петрофизических связей.Оптимизация параметров выполняется путем минимизации (максимизации) функционала, оценивающего качество аппроксимации.Число итераций для поиска многомерных связей может достигать 20.Достоверность найденных многомерных уравнений как 'полиноминального, так и произвольного типа, контролируется статистическими мерами связи.Предусмотренное комбинирование методов построения уравнений связи позволяет считать зти программы универсальными.
В состав программных средств, обеспечивающих выбор и обоснование интерпретационной модели входит также программный комплекс "ФАЗПР0Н7, позволяющий:!)по керновым данным рассчитывать наиболее оптимальные значения относительных фазовых про-ницаемостей по известным формулам (Н.Т.Бурдайна, С.Дж.Пирсона и другим), для отдельно взятого образца и 2) на основании
полученных для каждого конкретного образца данных об относительных фазовых проницаемостях найти математическую модель,.описывающую законы их изменения в- зависимости от совокупности коллекторских свойств.
При выборе и обосновании интерпретационной модели необходимо установить степень ее устойчивости в зависимости от характера ее поведения при определенных значениях геофизических характеристик, влияния на нее погрешностей измерения исходных данных и погрешностей петрофизических связей и их нелинейность. В разработанной методике для этих целей используются две программы:первая, работающая по принципу последовательных вычислений возможных погрешностей определения каждой исходной информации на конечный результат, и вторая, работающая на основе метода Монте-Карло.Результаты работы программ проиллюстрированы примерами прогнозіфования наибольших значений погрешностей оценки К , К , К , t и других параметров для конкретных месторовдений, имеющих переходные зоны.
Программный комплекс "Построение петрофизических моделей" легко подключается к общегеофизическим системам ГИНТЕЛ, АРМ Додсчет и т.п., в которых исходная геофизическая информация редактируется, приводится к единым глубинам и исправляется за влияние скважины, вмещающих пород и других свойств.К этим г& системам легко подключаются разработанные диссертантом программно-алгоритмические средства, составляющие комплекс Теологическая интерпретация".
В разработанных программно-алгорітмических средствах геологической интерпретации геофизической информации' учтены следующие положрчия:1) эти средства информативно и технологически связаны со средствами, обеспечивающими шбор и обоснование
петрофизической модели; 2) они являются тибкими (допускают значительные изменения модели исследователем при появлении новой дополнительной информации); 3) в них предусмотрено сопро-вовдение результатов определения параметров пласта оценками их погрешностей к доверительных интервалов; 4) они обеспечивают интерактивный режим обработки данных.
Вычислительный процесс базируется на реализации итерационной схемы обработки исходной информации на основе детерминистского и статистического подходов к комплексной обработке геолого-геофизических данных.
Основу программно-алгоритмического комплекса ' Теологическая интерпретация" составляют программа формирования модели, программа "Интерпретатор модели" и программы-функции.
С помощью программы формирования модели производятся: I)текстовое описание последовательности операций в рамках выбранной и обоснованной интерпретационной модели;2) описание параметров, слагающих модель; 3) описание исходных данных.
Программа "Интерпретатор модели" обеспечивает описание модели на специальном языке, "понятном" для геологической ин-тепретации геофизических данных.Этот язык включает:1) формулы зависимостей, содержащие произвольные имена геофизических и геологических характеристик, имена параметров, постоянных для изучаемых отлокений, элементарные функции; 2) логические условия ;3) безусловные перехода на разные "ветви" алгоритма интерпретации при выполнении некоторых логических условий.Эта программа выполняет трансляцию текстового описания модели интерпретации в процессе которой самостоятельно разделяет имена исходных данных и результатов интерпретации, проверяет правильность последовательности вычислений к безусловных переходов.
В состав комплекса программно-алгоритмических средств, обеспечивающих собственно геологическую интерпретацию данных ГИС (программы-функции) входят программы, реализующие методики, описанные во второй и третьей главах диссерт'-'зги.При решении отдельных задач (выделение коллекторов, переходных зон и зон двухфазных потоков, а также определения контактов) применяются итерационные схемы.Например, при выделении подзон с двухфазными потоками на первом этапе определяются параметры и контакты исходя из предположения, что для исследуемого разреза характерны самые "жесткие условия" расчетов.Затем определяемые параметры пересчитываются с входными' характеристиками соответствующими установленному характеру насыщения.
Геологическая интерпретация по одной скважине заканчивается выдачей итоговой таблицы со средневзвешенными по толщине ' значениями всех подсчетных параметров дифферрчцироЕано по различным частям залехи и графического планшета с результатами обработки.Отметки кровли и подошвы геологических объектов, суммарные эффективные толщины, средневзвешенные . значения подсчетных параметров записываются в архив и используются при площадной (сводной) интерпретации материалов ГИС.
В пятой главе приводятся некоторые результаты решения задач с помощью разработанных диссертантом методик и технология.
Принято считать, что если определяемые независимыми
способами параметры сопоставимы между собой, то они
определены достоверно.Сопоставлением параметров г ,
спрогнозированным по ГИС по предложенной методике f и
рассчитанными по результатам испытаний t по 15 скважинам
Северо-Комсольского, Комсомольского и Тянского месторождений Западной Сибитзи и 9 сквакинам Гатазинского и Конновского место-
рождений Оренбуржья установлено, что в крайних точках f
На основе сопоставления данных о 29 прогнозных и фактических дебитах по трем месторождениям Западной Сибири для пластов, давших притоки нефти (13),воды (8) и нефти с водой (8), установлено, что 86.2% данных укладываются в интервал с доверительной вероятностью 0.9, a 89.6 данных - с вероятностью 0.8.Средняя погрешность 1.68 при среднеквадротичном отклонении 1.479.Диапазон изменения прогрешностей от 0.II9 до 6.125 в зависимости от величины дебита.Большие погрешности 6.125 и 3.286 получены для малодебитных пластов (Q =5.7 и 1.5 м3/сутки при Q -0.8 и О.ЗБ м /сут соответственно) связаны с заколонными перетоками пластовых флюидов.
Возможности определения параметров и прогнозирования продуктивности в переходных зонах проиллюстрированы примерами газоводяных (пласты БЯ12 и БЯ 3, вскрытые скважиной N 38 на Северо-Тамбейском месторождении, и БУ8 и БУ9 - скважиной N110 на Ямбургском месторождении) и нефтеводяных зон (пласты АС5 и АС - скважиной N563 на Лукьявинской площади, БС10 и БСП-скважиной N89 на Южно-Ягунском, пласт Ю1 - скважиной N61 на Бахиловском месторождениях Западной Сибири, пласты Дв и Д^-
в скважинах N734 Росташинского и 300 Гаршинского месторож
дений Оренбуркья).Примеры свидетельствуют о сопоставимости
прогнозных по ГИС параметров с результатами испытаний при
правильной настройке интерпретационной модели.Сопоставимость
прогнозирукмых и фактически получаемых при испытании дебитов
позволяет рекомендовать результаты прогнозирования для выбора
и обоснования объектов испытаний, оценки их
достоверности.Примеры решения этой задачи приведены по скважине N683 Уренгойского , N158 Новогоднего и U87 Южно-Тамбейского месторовдений Западной Сибири.
Прогнозные данные о добывных возможностях переходных зон, определяемые по ГИС, являются полезными при обосновании модели залежей на стадии подготовки разведанных запасов к рассмотрению в Государственной комиссии по запасам, поскольку позволяют объяснить - получены двухфазные потоки флюигов из испытуемого пласта или из других в результате заколошшх перетоков.
ШШвШ.
Итогом выполненных автором работ являются следущзе основные результаты.
I.Обоснована необходимость изучения переходных зон как-бликайшего резерва развития нефтегазодобывающей отрасли.
2.Научно обоснована и практически подтверждена необходимость проводить при интерпретации матеріалов П'С в коллекторах, относящихся к переходным зонам, наряду с подсчетными параметрам (h ж. К. К. К. К. контакты)
»*> п « г я
определение паратетров, характерпзугцах Фильтрационные'' свойства пластов и прогнозирование их продуктивности.
З.Ка основе научного обобщения ранее выполненных работ и собственных исследований разработана технология, определения подечетных параметров и прогнозирования продуктивности выделяемых по ГИС пластов-коллекторов в переходных зонах.
І.Б процессе выполнения исследований установлены геслогэ-геофизические закономерности при изучении коллекторов с цельп создания их интерпретационных моделей, обеспечивающих спенку абсолютной, эффективной и фазовых проницаемостей.При о том установлено, что описанные в отечественной и -зарубежной литературе различные теоретические и экспериментальные двух- и многомерные связи мевду абсолютной проницаемостью" и другими :.оллектсрс!3!мй, структурными и физичесними свойствами пласта косят частный характер и приемлемы при оценке К пород определенного типа.Универсальной модели оценки К нет.Бее известные обобщенные модели требуют предварительной настройки на данные, получаемые при исследовании керна или при ГИС.Единых зависимостей относительных фазовых проницаемостей длаке для г::род с одинаковой текстурой и структурой не наблюдает:-;;, определять значения относительных фазовых проідідаемостей необходимо с учетом многозначности параметров, характеризующих ФЕС пласта и соотношения насыщающих его пластовых флюидов.
5.Выполнен анализ аффективности известных и разработаны новые методические приемы для выделения эффективных толщин, оценки пористости, водонасыщенности, прогнозирования продуктивнести и других параметров в коллекторах, относящихся к переходным зонам.Бри этом показано, что при выделении коллекторов необходимо использовать разнообразную информацию, получаемую по данным стандартных методов ГИС при использовании
линейных и нелинейных, двух- и многомерных зависимостей, более полно отражающих ФЕС и физические свойства пластов.Для разделения коллекторов в переходных зонах и выделения в них подзон с двухфазными потокам предложено использовать параметр, характеризующий долю воды, в ожидаемом притоке, учитывающий не только ФЕС пласта, но и различие в физических свойствах пластовых флюидов.
6.Разработаны программно-алгоритмические средства для автоматизированной интерпретации данных ,ГИС от выбора л обоснования оптимальной интерпретационной модели до определения подсчетных параметров и прогнозирования добывных вохможностей пласта . в переходных зонах.Для обоснования оптимальности и устойчивости интерпретационной модели разработаны программные средства моделирования погрешностей результатов интерпретации данных DIG.
7. Проведено опробование и внедрение разра'оташ-ых :т. усовершенствованных методик интерпретации ГХ т/ геолого-технологических условиях Западной Сибири, Оренбуржья *л .других районов.На конкретных примерах месторождений Западной Сибири и Оренбуржья показано, что разработанная технолог/.л необходима при комплексной интерпретации материалов ГИГ.Получаемая при такой интерпретации информация позволяет выбрать оптимальную методику заканчивания скеакин, правильно оценить результаты испытаний в колонке.
Результаты исследований положены в основу подготовленных с участием автора,утвержденных и переданных в производственные и научные организации следующих летоСических гунсЗоОетгв:
-Методические указания по определению параметров пластов с высокой водснзсыщенностыо, большими переходными зонами и из-
менявдейся минерализацией пластовых вод (1983 г.);
^Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов (1986 г.);
-Методические указания по проведению геофизических исследований поисковых и разведочных скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и интерпретации получаемых материалов (1986 г.);
-Методические рекомендации по интерпретации материалов ГИС в юрских отложениях Западной Сибири (1987 г.);
-методические указания по использованию данных ГИС при оценке коэффициента извлечения нефти (1988 г.);
-Система автоматизированной обработки данных геофизических исследований при разведочном бурении на нефть и газ (Подсчет I).Технология сбора и обработки геолого-геофизических данных (1989 г.);
-Методические рекомендации по оценке проницаемости город ;и дебитов нефтегазовых объектов по материалам ГИС, результатам испытаний в условиях коллекторов сложного строения (1991 г.);
-Методические рекомендации по выделению коллекторов, определению их фильтрационно-емкостных свойств, прогнозированию эксплуатационных характеристик по комплексу ГИС и прямых методов в нижаемеловых отложениях Ямало-Гыданского НГР (1991 г.).