ПРИЛОЖЕНИЕ В

(рекомендуемое)

Гидродинамические исследования скважин являются одним из основных методов уточнения строения продуктивных пластов нефтяных и газовых месторождений, подготовки геологической основы для проектирования разработки, осуществления гидродинамического контроля в процессе эксплуатации.

В настоящее время существует значительное число методов интерпретации результатов нестационарных исследований скважин применительно к различным типам коллекторов, геометрическим особенностям их строения, методам проведения исследований. В теоретическом плане кривая восстановления давления (КВД) в скважине содержит полную информацию о фильтрационных и геометрических характеристиках продуктивного пласта. Однако расшифровка этой информации в общем случае практически невозможна из-за сложности получения соответствующих аналитических зависимостей и неустойчивости решения обратной задачи. По существу каждый из применяемых в настоящее время способов обработки результатов гидродинамических исследований скважин действует в рамках определенной упрощенной модели, а достоверность полученных результатов существенно зависит от того, насколько выбранная модель соответствует реальной геолого-промысловой ситуации [43].

Таким образом, информативность полученных результатов в значительной мере определяется опытом и квалификацией исследователя и в определенной степени носит субъективный характер. Наряду с этим следует иметь в виду, что никакая модельная ситуация, которой пользуются исследователи при формализации процесса восстановления забойного давления после остановки скважины, не может полностью описывать реальные гидродинамические процессы и структуру фильтрационных потоков в пласте и призабойной зоне скважины во время снятия КВД.

Программный комплекс ИНТЕРПРЕТАТОР-М

Условно-однородный пласт	Трещиновато-пористый пласт с межпластовыми перетоками	Пласт c ухудшенной прискважинной зоной	Экранированные пласты
Определяемые параметры
Фильтрационные параметры, пластовое давление, скин-эффект	Фильтрационные параметры, пластовое давление, скин-эффект, время запаздывания перетоков, «блоки-трещины»	Пластовое давление, скин-эффект, радиус зоны неоднородности, коэфф. неоднородности	Фильтрационные параметры, пластовое давление, геометрическая модель экранирования, угол раствора клина, расстояние до границ, расстояние до точки пересечения

Рисунок В. Анализируемые типы коллекторов и их границ при автоматизированном выборе модели пласта и определении традиционных и дополнительных параметров.

Комплексная методика обработки результатов гидродинамических исследований скважин, а также соответствующее математическое и программное обеспечение были разработаны с целью выбора для интерпретации КВД наиболее адекватной фильтрационной модели и формализованного использования дополнительной априорной информации и особенностей КВД, которые до сих пор каждым исследователем использовались субъективно в меру своего опыта и представлений о характере фильтрационных процессов и строения продуктивных пластов.

Создание указанной методики, реализованной в виде пакета прикладных программ «Интерпретатор-М», позволило не только сократить затраты труда на интерпретацию, но и повысить информативность соответствующих исследований скважин без увеличения стоимости проведения работ.

В рамках предлагаемой методики рассматриваются четыре альтернативные модели, описывающие процесс восстановления забойного давления после остановки скважины: однородный пласт; зонально-неоднородный по фильтрационным свойствам пласт; трещиновато-пористый пласт; пласт с экраном и тектоническими нарушениями или литологическими неоднородностями (рисунок 18).

При этом наименование моделей является в определенной степени условным. Каждая из них, вообще говоря, объединяет (описывает) целую группу геологических и гидродинамических ситуаций, характеризующихся однотипным характером восстановления давления в скважине.

Более детальная геолого-промысловая дискриминация моделей требует привлечения дополнительной информации на базе результатов ГИС и лабораторных исследований керна.

Так, группа моделей «однородный пласт» характеризуется незначительным изменением проницаемости пласта, как по толщине, так и по простиранию и вязкости пластовых флюидов в пределах зоны дренирования скважины.

В рамках «зонально-неоднородного» пласта может быть описан процесс восстановления давления не только в случае действительного ухудшения проницаемости в призабойной зоне скважины, но и при выпадении в зоне дренирования газоконденсатной скважины конденсата, приводящего к снижению фазовой проницаемости для газа, или разгазирования нефти и возникновения зоны двухфазной фильтрации нефть-газ.

Особенности КВД для модели «трещиновато-пористого» пласта характерны также и для слоистых пластов со значительным изменением проницаемости по толщине. При этом наряду с характерным временем распространения возмущений в пласте за счет сжимаемости пластовых флюидов и коллектора при снятии КВД идентифицируется и второе характерное время, аналогичное времени запаздывания в трещиновато-пористых пластах. Это время определяется величиной межпластовых или внутрискважинных перетоков между различными пропластками в пределах вскрытой толщины.

Наиболее широкий круг геолого-промысловых ситуаций охватывает модель с экранами. Во-первых, многообразна геометрия самих тектонических нарушений и литологических неоднородностей (полубесконечный пласт, полоса (линза), клин и т.д.). Кроме того, аномалии КВД типа «непроницаемый экран» могут быть вызваны чисто гидродинамическими причинами, например, наличием вблизи границы раздела газ-вода или вода-нефть при большой вязкости нефти. В каждом конкретном случае требуется дополнительная геолого-промысловая информация, чтобы уточнить, какая именно из возможных ситуаций реализовалась в рамках данного типа модели.

Принципиальной особенностью разработанной методики является то, что при обработке КВД происходит предварительная дискриминация перечисленных выше альтернативных моделей, после чего КВД обрабатывается соответствующими методами [44, 45]. Используется некоторый диагностический коэффициент, изменяющийся от 0 до 1, и его значение зависит только от имеющего место типа модели и не зависит от конкретных значений фильтрационно-емкостных параметров (толщина, пористость, проницаемость, насыщенность), химических свойств насыщающих флюидов (вязкость, сжимаемость и пр.), а также технологического режима работы скважины до остановки (дебит).

Устойчивость диагностического показателя по отношению к конкретным параметрам, определяющим КВД, делает его наиболее информативным критерием для дискриминации типа модели.

Решение обратной задачи фильтрации нефти и газа в пластах с «нарушениями» (экранами) сводится к идентификации многопараметрических моделей. В связи с этим был проведен анализ точности и устойчивости предлагаемой методики к возможным погрешностям в исходной промысловой информации, который позволил сделать вывод о достаточной надежности определения фильтрационных и геометрических характеристик пласта указанным интегральным методом [44]. В то же время для получения необходимой информации о геометрических параметрах залежи определяющее значение имеют продолжительность работы скважины до остановки Тр. время снятия КВД Тв, которые могут быть оценены по формулам [46]:

• Тр = 2а2 / æ;
• Тв = 5а2 / æ,

где а - радиус исследуемой области в окрестности скважины, см.

В силу того, что выбранные альтернативные модели не могут вполне адекватно описывать реальную геолого-промысловую ситуацию, а замеры забойного давления производятся с определенной погрешностью, расчетное значение диагностического критерия может отличаться от соответствующих величин, полученных теоретическим путем. Поэтому выбор наиболее адекватной модели проводится с привлечением ряда дополнительных диагностических показателей.

Основная идея такого подхода заключается в следующем. Дискриминация моделей проводится в два этапа. На первом этапе (предварительном) анализируются общие геометрические особенности КВД (характер выпуклости в полулогарифмических координатах, продолжительность выхода КВД на прямолинейный участок, возможность выделения на полулогарифмической трансформанте нескольких прямолинейных участков с различным тангенсом угла наклона и др.), в результате чего выбираются модели, не противоречащие общим геометрическим особенностям поведения КВД.

На втором этапе проводится обработка КВД по расчетным формулам для каждой из оставшихся альтернативных моделей с применением как интегральных, так и дифференциальных способов обработки. При этом в случае правильности выбранной модели расчетные характеристики в силу теоретических предпосылок должны удовлетворять определенным требованиям. Так, например, если КВД, обработанная по модели однородного пласта, действительно снята в скважине, где не наблюдается значительное изменение гидропроводности по простиранию и толщине, в этом случае должны совпадать значения гидропроводности, определенные различными методами: численные значения определенных фильтрационных параметров должны корреспондироваться в смысле максимальных и минимальных интервальных оценок с результатами промыслово-геофизических исследований и данными исследования керна.

Для оценки невязки соответствующих теоретических и расчетных значений и, следовательно, степени адекватности анализируемой модели реальному процессу в методике и программном обеспечении используются функции принадлежности. При полном совпадении теоретической и расчетной характеристики или их расхождении, которое может быть обусловлено только погрешностями замера, функции принадлежности присваивается значение, равное 1, по мере возрастания невязки ее значение монотонно убывает до нуля.

На основе функций принадлежности отдельных критериев формируется интегральная функция принадлежности, определяющая степень достоверности, с которой данная модель может быть принята в качестве базовой и наиболее полно отражающей условия фильтрации для данной KBД.

Конкретные закономерности изменения функций принадлежности для каждого диагностического критерия, использованные в данной методике и пакете прикладных программ, получены на основе многовариантных прямых расчетов на ЭВМ и адаптации по промысловым материалам в различных регионах страны. В качестве общих диагностических критериев для всех альтернативных моделей использованы безразмерный показатель, границы изменения гидропроводности, границы изменения пьезопроводности, характерное время распространения возмущений, вариации гидропроводности, определенной дифференциальными и интегральными методами.

Кроме того, для моделей однородного и неоднородного пласта используется диагностический критерий притока флюида в скважину после остановки. Существо этого критерия заключается в оценке суммарного притока в скважину после остановки и сравнении его с максимально возможной величиной, равной непосредственно объему внутрискважинного пространства. Оценка величины притока по КВД проводится в рамках предположения о его экспоненциальном затухании.

Для моделей «трещиновато-пористого пласта» и «пласта с тектоническими нарушениями или литологической неоднородностью» используются некоторые дополнительные критерии, связанные с особенностью обработки КВД.

На этапе идентификации в качестве базовой выбирается модель, имеющая наибольшую величину интегральной функции принадлежности, а искомые фильтрационные и геометрические параметры пласта рассчитываются по методике базовой модели в виде соответствующего программного комплекса «Интерпретатор-М» [47].