4. Уточнение геологической характеристики месторождения

4.1. Уточнение характеристики геологического строения

Краткая геологическая характеристика месторождения должна начинаться с указания продуктивных горизонтов и объектов разработки. Если имеются новые, по сравнению с последним проектным документом, данные о литолого-стратиграфическом строении разреза отложений, слагающих месторождение, и выделяются новые реперные горизонты, то в отчете приводится уточненный литолого-стратиграфический разрез вскрытых отложений и дается его краткое описание.

Уточняются тип и размеры залежи, ее структурные и тектонические особенности (размывы, несогласия, дизъюнктивные нарушения и т.п.). Уточнение глубин залегания кровли и подошвы продуктивных пластов производится по всем скважинам с учетом вновь пробуренных, для чего используются как данные геофизических исследований, так и изучение кернового материала, полученного в процессе бурения.

При анализе разработки пользуются как начальным, так и текущим положением водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов и контуров. На первой стадии разработки производится уточнение начального положения ВНК и ГНК по данным бурения новых скважин, а также определяется их продвижение в процессе эксплуатации залежи, а на последующих стадиях отмечается только перемещение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности и газоносности, то есть их текущее положение на дату анализа.

Полученные по геофизическим исследованиям данные о ВНК и ГНК обязательно сопоставляются и увязываются с результатами опробования скважин. Если колебания в отметках начального положения ВНК и ГНК по отдельным скважинам не превышают ошибки определения отметок в скважинах (2-5 м), то принимают среднюю по скважинам отметку за начальное положение ВНК и ГНК. При более высоких колебаниях в отметках ВНК необходимо строить схематичную карту поверхности ВНК, и положения внешнего и внутреннего контуров находят путем поочередного наложения этой карты на структурные карты кровли и подошвы продуктивного объекта.

Если продуктивный пласт неоднороден и расчленен на отдельные пачки и зональные интервалы, то положение контуров устанавливается с учетом зон выклинивания и слияния выделенных пачек и зональных интервалов. При этом в текстовой части отчета должны быть указаны особенности построения контуров нефте- и газоносности.

Для решения ряда вопросов анализа разработки, таких как представление и прогнозирование направления движения воды, выявление тупиковых и застойных зон пласта, выработки эффективных мероприятий по регулированию и улучшению состояния разработки, исходя из литолого-коллекторской изменчивости продуктивных пластов, строятся карты распространения коллекторов.

Карты строятся при наличии большого числа пробуренных скважин, то есть при проведении анализа разработки в периоды после окончания разбуривания значительных участков залежи по проектному документу.

Карты распространения коллекторов строятся по каждому из пластов многопластового месторождения на основе данных об условиях осадконакопления пород, слагающих продуктивный пласт, и данных о взаимодействии скважин.

На картах распространения коллекторов выделяются области четырех типов: отсутствие коллекторов, наличие коллекторов, распространение низкопроницаемых коллекторов и зоны слияния пластов.

При составлении карт распространения коллекторов наибольшую трудность представляет определение положения границ между различными областями. Для этого в первую очередь необходимо выявить общие закономерности: улучшение или ухудшение свойств коллекторов в каком-либо определенном направлении, полосообразное залегание коллекторов или участков с улучшенными коллекторскими свойствами, линзообразность определенной ориентации и т.д. Затем такая предварительная схема насыщается и увязывается с данными исследования скважин, позволяющими установить надежную гидродинамическую связь между добывающими и между добывающими и нагнетательными скважинами. При наличии по пласту самостоятельной сетки скважин для уточнения геологической основы с успехом можно использовать карты изобар.

Таким образом, геологическая основа карты приводится в соответствие с состоянием разработки пласта и тем самым обеспечивается высокая степень ее надежности.

При построении карт распространения коллекторов сечение изолиний величины комплексного параметра, характеризующего данный тип коллектора (например, гидропроводность), принимать таким, чтобы ошибка определения величины самого параметра была значительно меньше принятого диапазона его изменения (как правило, сечение изолиний должно быть равно не менее удвоенной ошибки определения картируемого параметра).

4.2. Уточнение основных параметров пластов эксплуатационного объекта

Основными параметрами пласта являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и толщина; дня газонефтяных залежей - дополнительно, газонасыщенность и анизотропия (для ГНЗ с подошвенной водой).

Значения этих параметров определяются при проектировании; при анализе на первых стадиях разработки месторождения, эти параметры уточняются на основе новых данных, полученных при бурении скважин, с целью дальнейшего использования их в подсчете запасов и при проектировании, а также для обоснования несовпадения проектных и фактических показателей разработки и объяснения процесса разработки.

В связи с этим, в таблицах отчета по анализу разработки приводится характеристика уточненных значений параметров пластов, а в тексте дается сопоставление этих значений с исходными данными, принятыми в проектном документе (таблицы Д.1-Д.2). В необходимых случаях строятся карты изменчивости этих параметров.

При этом следует иметь в виду, что определение проницаемости в ГНЗ с активной подошвенной водой производится по приближенной методике, учитывающей двухсторонний напор: со стороны газовой шапки и подошвенной воды.

По материалам лабораторных и геофизических исследований пласта составляются статистические ряды распределения одного из основных параметров пласта - проницаемости. Предварительно составляется ранжированный ряд, под которым понимается расположение имеющихся данных в возрастающем (убывающем) порядке. Затем при выбранном шаге (ширине интервала) составляется статистический ряд, то есть таблица Д.3. За начало первого интервала принимаются либо значения нижнего предела проницаемости, либо первый член ранжированного ряда. В статистическом ряду для дальнейших исследований находится величина накопленной частоты к концу каждого интервала, а затем и статистические показатели. Следует иметь в виду, что статистические ряды распределения проницаемости при анализе разработки составляются лишь в том случае, если будут получены по сравнению с проектным документом новые данные, существенно изменяющие тип распределения проницаемости.

4.3. Уточнение расчлененности эксплуатационного объекта и толщин пластов

Одной из задач геологического изучения месторождения, решаемой при анализе разработки, является изучение расчлененности объекта разработки на отдельные пласты и прослои, определение их толщин и проведение детальной послойной корреляции, когда прослеживается изменение по площади каждого прослоя, сложенного как коллектором, так и плотными породами.

Как правило, детальная послойная корреляция осуществляется на базе ранее проведенной общей корреляции, но уже по более значительному числу пробуренных скважин. Основным источником информации является стандартный комплекс промысловой геофизики, выполненный в скважинах, а также данные о взаимодействии скважин и пластов, характер обводнения скважин, данные о перфорации, описание керна и т.д.

Приступая к детальной послойной корреляции пластов многопластового месторождения, особое внимание нужно уделить выделению в разрезе маркирующих горизонтов (реперов), четко фиксируемых на диаграммах ГИС. Лучше всего роль реперов выполняют прослои глин, аргиллитов и карбонатных пород.

По корреляционной значимости реперные пласты следует разделять на несколько категорий:

  • I категория - наиболее надежные реперы, имеющие региональное распространение и четко фиксируемые на диаграммах ГИС во всех пробуренных скважинах;
  • II категория - пласты с характерными литологическими особенностями, имеющие местное значение и четко фиксируемые на диаграммах ГИС хотя бы у части скважин;
  • III категория - глинистые или карбонатные прослои небольшой мощности, каждый из которых в отдельности имеет малое корреляционное значение.

Одним из узловых, принципиальных вопросов корреляции является выбор линии привязки разрезов к тому или иному реперу в зависимости от изменения (увеличения или уменьшения) общей толщины продуктивного горизонта.

В качестве косвенного метода, позволяющего решить более обоснованно задачу привязки к тому или иному реперу, можно использовать сводно-статистический разрез (рисунок Г.2).

Для построения сводно-статистического разреза все пробуренные на данный горизонт (или вскрывшие) скважины делятся на несколько групп, отличающихся по общей толщине вскрытого ими горизонта, а затем для каждой из групп по фактическим данным всех вошедших в эту группу скважин строятся групповые статистические разрезы.

При сопоставлении между собой статистических разрезов разных групп скважин обычно можно выделить несколько характерных точек, участков или других закономерностей, общих для всех или большинства построенных групповых статистических разрезов.

Сопоставляя разрезы, составленные при привязке к кровле пласта (или реперу, расположенному вблизи кровли пласта), можно получить две принципиально различные ситуации.

Первая ситуация, когда характерные точки или участки кривых статистических разрезов всех или большинства выделенных групп скважин будут располагаться на одном и том же расстоянии от линии привязки (отсчета), то есть соблюдается принцип параллельности напластования, что указывает на правильность выбора линии привязки.

При второй ситуации характерные точки или участки кривых статистических разрезов скважин разных групп будут располагаться на разной глубине (расстоянии) от линии привязки (отсчета) или вообще будут не сопоставимы друг с другом, это указывает на то, что линия привязки выбрана неправильно и необходима привязка по другому реперу или по подошве горизонта или по «средней линии».

При послойной корреляции разрезов скважин необходимо знать и учитывать все внутриформационные размывы, которые могли иметь место в период осадкообразования продуктивного горизонта. Сведения об этом, в основном, дают методы литологии и петрографии, данные изучения споро-пыльцевых комплексов и другие виды исследования кернового материала. Можно привлекать также данные статистического анализа изменения толщин отдельных элементов продуктивного горизонта, которые дают количественное выражение процессов осадкообразования.

Принципиальным вопросом, определяющим достоверность проводимой послойной детальной корреляции, является выяснение того, как ведут себя отдельные прослои и пропластки на площади между скважинами, для чего используются данные гидродинамического прослушивания скважин. При отсутствии их используют методику, основанную на статистической обработке разрезов скважин, пробуренных на продуктивный горизонт.

По этой методике вначале надо составить три схемы-модели пластов, резко отличающихся друг от друга по условиям выработки запасов нефти. Модель 1 - монолитный пласт-коллектор с линзовидными прослоями плотных пород, для которой характерно достаточно полное вытеснение нефти водой по всей толщине пласта и хорошее перераспределение пластового давления как по вертикали, так и по простиранию. Модель 2 - переслаивающиеся проницаемые и плотные прослои, протяженность которых превышает расстояние между соседними скважинами, для которой характерно вытеснение нефти за счет послойного продвижения ВНК и перераспределение давления лишь по простиранию данного прослоя. Модель 3 - пласт, сложенный плотными породами с линзовидными включениями проницаемых прослоев ограниченной протяженности. Для такой схемы-модели характерна эксплуатация на режиме истощения, без продвижения воды и перераспределения давления. Исходя из этих моделей, послойная детальная корреляция важна для модели 2.

Предварительно обрабатывают разрез каждой отдельной скважины. На основании всего имеющегося комплекса данных ГИС (стандартный зонд, СП, БЭЗ, микрозонд, кавернограмма, РМ и др.) с привлечением данных изучения керна разрез расчленяется по слагающим его типам пород.

После этого можно приступить к составлению корреляционных схем путем графических построений.

Вначале обозначают линию привязки в горизонтальном масштабе, на которую наносится положение скважин, входящих в профиль сопоставления, а в вертикальном масштабе из точек-скважин откладываются все элементы разреза. После этого соединяют кровли и подошвы всех одноименных маркирующих прослоев. Вначале коррелируются основные реперы I порядка, потом реперы II и III порядка.

Второй этап составления схемы сопоставления - нанесение на нее примерных зональных интервалов пластов. Затем проводится корреляция и индексация пластов и прослоев коллекторов, которые как бы вписываются в «скелетную» схему. На тех участках, где пласт не соответствует «скелетной» схеме, рисуется внутриформационный размыв.

Основным показателем правильности проведенной корреляции является взаимодействие скважин по одноименным пластам и соответствие (в каждом отдельном пласте) объема отобранной жидкости объему закачанной воды и текущему пластовому давлению. После завершения работы по детальной послойной корреляции и индексации рассмотренных пластов или прослоев производят уточнение толщин продуктивного горизонта.

Если анализ разработки проводится на начальных стадиях эксплуатации месторождения, вскоре после его разбуривания, то на основе бурения новых скважин производится уточнение карты эффективных толщин, карты начальных нефтенасыщенных толщин и карты начальных газонасыщенных толщин. При следующих анализах разработки месторождения к этим картам, как правило, не возвращаются, а строят карты остаточных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин, характеризующих выработку запасов нефти из месторождения.

При наличии участков перетока жидкости между пластами (прослоями) эксплуатационного объекта (объектов) целесообразно построение карты толщин непроницаемого раздела между ними.

4.4. Показатели неоднородности пластов

Для количественного решения вопросов выработки запасов нефти из неоднородных объектов и, в частности, для определения нефтеотдачи, а также для расчетов технологических показателей при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений большое значение имеют статистические характеристики неоднородности продуктивного объекта - средних значений параметров, коэффициентов вариации, коэффициента песчанистости К_песч, коэффициента расчлененности K_р и степени прерывистости (таблицы Д.4, Д.5).

Можно также определять среднюю нефтенасыщенную толщину эффективных пропластков, из которых состоит продуктивный горизонт.

h_ср = H_эф / K_р
где:

  • h_сp - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пропластка;
  • Н_эф - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;
  • К_р - коэффициент расчлененности пласта.

Определение этих показателей производится при проектировании разработки. При анализе разработки на основе дополнительных исходных данных, полученных в результате лабораторных, геофизических и промысловых исследований новых, вышедших из бурения скважин, производится уточнение этих параметров.

При выполнении геолого-промыслового анализа разработки нефтяной залежи рекомендуется осуществить типизацию неоднородных коллекторов. Поскольку одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяной залежи, является прерывистость продуктивного пласта, осуществляется типизация, основанная на том, какая доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) и какая доля прерывистых коллекторов (ПК) и сильно прерывистых коллекторов (СПК) содержится в объеме пласта. Выделяются четыре типа строения продуктивных пластов:

  • Тип 1. В объеме продуктивной толщи, в основном, присутствуют прослои, относящиеся к гидродинамически связанным коллекторам (их доля более 0,85).
  • Тип 2. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме продуктивного пласта изменяется от 0,5 до 0,85.
  • Тип 3. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме пласта изменяется от 0,5 до нуля. Преобладают пропластки, относящиеся к прерывистым и сильно прерывистым коллекторам.
  • Тип 4. Гидродинамически связанные коллектора в объеме пласта отсутствуют. Преобладают сильно прерывистые коллектора, на долю которых приходится от 50% до 100% объема пород.

Признаком принадлежности пласта или отдельного его участка к тому или иному типу строения является коэффициент песчанистости.

  • 1 тип - К_песч >= 0,7
  • 2 тип - 0,5 <= К_песч < 0,7
  • 3 тип - 0,3 <= К_песч < 0,5
  • 4 тип - К_песч < 0,3

Построив карту равной песчанистости продуктивного пласта (равных коэффициентов песчанистости) можно будет выделить на территории нефтяной залежи зоны распространения коллекторов различного типа. Для удобства построение карты равной песчанистости следует производить по значениям коэффициента песчанистости, являющихся граничными между коллекторами различного типа, т.е. 0,7; 0,5; 0,3. На картах равной песчанистости следует также выделять зоны, где пласт является монолитным, т.е. К_песч = 1,0.

Карты равной песчанистости с выделенными на них зонами коллекторов различного типа весьма полезны при геолого-промысловом анализе разработки, выяснении причин тех или иных особенностей работы скважин на различных участках пласта и, особенно, при построении карты остаточных нефтенасыщенных толщин, так как на поздней стадии разработки остаточные запасы нефти приурочены обычно к зонам коллекторов 3-го и 4-го типов, а зоны обводненного пласта - к коллекторам 1-го и 2-го типов.

4.5. Уточнение физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газов

Основными свойствами нефти и газа в пластовых условиях являются давление насыщения, газосодержание, плотность, объемный коэффициент, вязкость и сжимаемость. К физико-химическим свойствам пластовой воды относят плотность, вязкость, минерализацию, объемный коэффициент, сжимаемость.

Обычно при анализе разработки этот раздел не выполняется, так как физико-химические свойства, а тем более состав пластовых жидкостей и газов, определяются при подсчете запасов и составлении первоначальных проектных документов.

Если после осуществления проекта будут взяты новые пробы нефти и газа и получены дополнительные данные об их свойствах, они приводятся в таблице, соответствующей таблице П.2.8 работы [2] . Пояснения в тексте должны содержать оценку новых значений свойств жидкостей и газов по сравнению с принятыми в проектном документе и при условии их заметного отклонения от ранее принятых значений, заключение о степени их влияния на технологические показатели и ход процесса разработки.

4.6. Запасы нефти и газа

При анализе разработки месторождений используются данные последнего на дату анализа подсчета запасов по месторождению, прошедшие государственную экспертизу. Для определения текущей нефтеотдачи, темпов отбора, степени выработки запасов нефти в отчете по анализу разработки приводится таблица, в которой указываются начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти, начальные балансовые запасы растворенного газа, начальные балансовые запасы свободного газа. Указанные запасы представляются для различных зон залежи - нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газоводонефтяной и газовой (таблицы Д.6, Д.7).

При условии пересчетов запасов нефти и газа после первоначально утвержденных и заложенных в проектный документ, в отчете по анализу разработки приводятся также и эти величины в сопоставлении с принятыми в проекте, а также указываются причины пересчета, сопоставление начальных и измененных подсчетных параметров и документы, утверждающие новые значения запасов.

Иногда для различных целей анализа разработки (уточнение технико-экономических показателей разработки, выработка запасов, эффективность применяемых методов регулирования) требуется определение запасов нефти на отдельных участках залежи. В этом случае запасы нефти подсчитываются объемным методом по карте начальной или остаточной (в зависимости от поставленной задачи) нефтенасыщенной толщины эксплуатационного объекта или определяются с использованием карты начальных удельных запасов нефти.

При этом сумма запасов нефти по участкам должна контролироваться общей цифрой запасов по залежи.

Если анализом разработки будет установлено несовпадение исходных параметров, принятых при подсчете запасов нефти с полученными в процессе разработки, необходимо провести оценку величины запасов с учетом новых значений параметров и, в случае существенных расхождений с утвержденными запасами, провести пересчет начальных запасов нефти и газа с последующим представлением их на государственную экспертизу.

Необходимость новой оценки запасов нефти может также диктоваться резким несоответствием фактических и проектных параметров разработки, зависящих от запасов нефти месторождения и его участков, что объясняется, главным образом, несоответствием принятому в подсчете запасов и фактическому распределению запасов нефти по площади.

При определении запасов нефти в газонефтяных залежах следует иметь в виду, что подсчет запасов в границах газонефтяных зон производится только в пределах нефтенасыщенной части пласта. Начальная нефтенасыщенность в газовой шапке при подсчете запасов не учитывается, хотя некоторые геофизические и лабораторные исследования свидетельствуют о возможности ее присутствия.

Составители анализа разработки должны располагать данными о наличии в газовой шапке начальной и текущей нефтенасыщенности в целях определения более достоверных показателей разработки. Эти значения должны быть приведены в отчете по анализу разработки.

Запасы нефти, газа и конденсата должны быть дифференцированы на вовлеченные и невовлеченные в разработку в зависимости от степени разбуренности объекта.

В случае утверждения органом, проводившим государственную экспертизу запасов, категории трудноизвлекаемых запасов, величина таких запасов указывается с дифференциацией на вовлеченные и невовлеченные в разработку.

...Назад. Раздел 3 | Содержание | Раздел 5. Далее...

 
рд/153-39.0-110-01/раздел_4.txt · Последние изменения: 2011/01/30 21:57 (внешнее изменение)