Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения, разработки и геофизического контроля нефтегазовых месторождений Западной Сибири 14
1.1 .Краткая характеристика геологического строения, нефтегазоносности, коллекторских свойств и промыслово-геофизических характеристик продуктивных пластов месторождений Западной Сибири 14
1.2. Особенности разработки нефтегазовых месторождений Западной Сибири 17
1.3. Основные задачи, решаемые промыслово-геофизическими исследованиями скважин для контроля за разработкой месторождений 19
1.4. Преимущества и особенности автоматизированной системы обработки данных геофизических исследований скважин при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений 24
2. Информационное обеспечение компьютерной технологии геофизического контроля за разработкой нефтегазовых месторождений 27
2.1.Анализ современного состояния технологии ручной и автоматизированной интерпретации данных ГИС при контроле за разработкой 27
2.2.Технология автоматизированной оперативной интерпретации геофизических исследований скважин при контроле за разработкой 31
2.3. Информационная модель данных компьютерной технологии комплексной интерпретации данных ГИС-контроль 37
3. Программно-алгоритмическое обеспечение компьютерной технологии геофизического контроля за разработкой нефтегазовых месторождений 48
3.1. Функции обработки геолого-геофизических данных 49
3.2. Функции графической обработки геолого-геофизических данных 52
3.3. Проблемные геофизические программы 53
3.4. Интерактивно-графические редакторы 54
3.5. Графы обработки 62
4. Методика автоматизированного определения геолого-промысловых параметров продуктивных пластов по данным ГИС-контроль в действующих скважинах 64
4.1. Методика и алгоритмы определения работающих интервалов фильтра, профилей притока/расхода и состава притока 64
4.1.1. Обработка потокометрии 64
4.1.2. Обработка термо-и барометрии 72
4.1.2.1. Обработка термометрии в нагнетательных скважинах 72
4.1.2.2. Обработка термометрии в добывающих скважинах 74
4.1.2.3. Определение забойного давления и максимальной депрессии/репрессии на забой и каждый пласт по барометрии 79
4.1.3. Комплексное определение состава флюида в колонне и характера притока 80
4.1.3.1. Обработка гамма-гамма-плотнометрии по просвечиванию 82
4.1.3.2. Обработка влагометрии 84
4.1.3.3. Обработка индукционной резистивиметрии 88
4.1.3.4. Обработка барометрии 92
4.1.3.5. Комплексная обработка методов на "состав-приток" 94
4.2. Методика автоматизированного определения коэффициентов работающих толщин, коэффициентов охвата пласта выработкой и обводнением по комплексу методов потокометрии и термометрии 97
4.3. Методика автоматизированного определения интервалов по повторным замерам ГК/НКТ для оценки радиогеохимического эффекта, выявления газовых перетоков и других аномалий 98
4.4. Методика и алгоритмы определения гидродинамических характеристик пластов по кривым восстановления уровней и давления 101
5. Методика автоматизированного определения текущего характера насыщения продуктивных пластов и количественного определения текущей нефте-и газонасыщенности 115
5.1. Методика автоматизированной оценки текущего характера насыщения и текущей нефтенасыщенности по комплексу методовРК и ИННК 115
5.1.1. Обработка исследований перфорированных пластов методом ИННК с закачкой солевых растворов 118
5.1.2. Обработка исследований неперфорированных пластов методом ИННК 127
5.1.3. Обработка временных исследований неперфорированных пластов по данным стационарных методов РК с целью оперативной оценки текущего характера насыщения 134
5.2. Методика автоматизированного определения текущей газонасыщенности и контроля положения ГНК методом НКТ 138
6. Примеры использования результатов интерпретации данных ГИС контроль при мониторинге разработки месторождения 151
6.1. Использование параметров выработки продуктивных пластов при анализе состояния разработки нефтяных залежей 151
6.2. Использование результатов интерпретации данных ИННК для определения текущей нефтенасыщенности 157
6.3. Использование результатов определения текущей газонасыщенности для анализа изменения характера насыщения коллекторов и оценки запасов нефти, переместившейся в газовую часть залежи 159
6.4. Использование результатов интерпретации данных ГИС-контроль в компьютерных технологиях площадного контроля разработки нефтегазовых месторождений 163
Заключение 165
Список литературы 167
Список рисунков 178
Список таблиц 181
- Основные задачи, решаемые промыслово-геофизическими исследованиями скважин для контроля за разработкой месторождений
- Обработка потокометрии
- Обработка исследований перфорированных пластов методом ИННК с закачкой солевых растворов
- Использование параметров выработки продуктивных пластов при анализе состояния разработки нефтяных залежей
Основные задачи, решаемые промыслово-геофизическими исследованиями скважин для контроля за разработкой месторождений
Контроль за разработкой месторождений методами ГИС включает широкий круг задач. Постановка задач определяется необходимостью решения основных проблем нефтегазопромысловой геологии:
определение текущего характера насыщения, положения и динамики водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов в процессе вытеснения и извлечения нефти из пласта;
выделение обводненных продуктивных пластов;
наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту;
оценка коэффициентов текущей и остаточной нефте-и газонасыщенности и нефте-газоотдачи продуктивных пластов;
изучение отдачи и приемистости пластов;
установление состава флюидов в стволе скважины;
выявление мест поступления в скважину вод и перетоков нефти и воды в затрубном пространстве;
оценка технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин;
изучение режимов работы технологического оборудования эксплуатационных скважин;
Особенности геологического строения (тип структуры, гидрогеологический режим залежи, физические свойства пород-коллекторов, степень неоднородности пластов), стадия разработки, специфика применяемых систем разработки и ряд субъективных факторов (финансовое состояние предприятия, ведущего разработку месторождения, организация его геолого-промысловой службы, уровень подотовки специалистов) определяют индивидуальный комплекс и периодичность контроля для каждого месторождения. Анализ области применения ГИС-контроль и методов решения задач, обусловленных различными геолого-промысловыми характеристиками залежей, стадией и условиями их разработки, категориями скважин, в которых проводятся промыслово-геофизические исследования, состоянием скважины, технологиями проведения скважинных исследований, позволил систематизировать задачи промыслово-геофизического контроля по цели исследования и выделить в автономные (в системе «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ») следующие обрабатывающие комплексы:
обработка ГИС в добывающей скважине (EXPLO);
обработка ГИС в нагнетательной скважине(РЬО\);
оценка технического состояния скважины (STATE);
определение текущего характера насыщения и коэффициента остаточной нефтенасыщенности (INHAR);
определение коэффициента текущей газонасыщенности (GAS).
На практическом опыте использования сформировался классификатор целей ГИС, представленный в таблице 1.
Задачи, перечисленные в таблице 1, не закрывают полностью проблемы, решаемые с помощью геофизических исследований скважин, но даже из этого перечня ясно, что для оперативного и качественного решения всего комплекса задач необходимо наличие большого количества разнородной геолого-геофизической информации по месторождению, по продуктивному пласту, по скважине. Не менее важная проблема - ее оптимальная организация для хранения, передачи и обмена. Также необходимо надежное методическое обеспечение, сопровождающее все этапы исследования - регистрацию, первичную обработку, интерпретацию, оценку достоверности получаемых результатов. Иначе говоря - необходимо наличие современной информационной технологии геофизического контроля разработки месторождений.
Обработка потокометрии
Задачами, решаемыми методами потокометрии с применением защищаемой компьютерной технологии, являются:
определение общего и поинтервального расхода воды для нагнетательной скважины;
определение положения работающих интервалов фильтра - отдающих для добывающих и принимающих для нагнетательных;
определение профиля притока или приемистости с количественным определением удельной производительности каждого интервала фильтра;
диагностика возможной затрубной циркуляции и интервалов негерметичности в действующей скважине;
определение пластового давления и коэффициентов продуктивности скважины для каждого продуктивного пласта, участвующего в выработке.
Определение общего расхода жидкости в скважине производится по данным непрерывных замеров расходомером (не менее 4) на разных скоростях протяжки прибора в интервалах стабильного потока (обычно против интервалов неперфорированной колонны или в трубках НКТ). На основе данной методики /22/ автором разработан компьютерный алгоритм и программное обеспечение (программа RASHOD) /7,8,103/. Современый вариант графа обработки по данной задаче включает и графическую визуализацию результатов обработки (рис. 12).
Методом наименьших квадратов определяются коэффициенты линейного уравнения зависимости показаний расходомера от скорости перемещения прибора в скважине. Некачественные замеры отбраковываются, дальнейшая обработка ведется при наличии не менее 4-х ачественных замеров. Найденная собственная скорость потока пересчитывается в расход жидкости в скважине. Определение общего расхода производится не только в целом для скважины -выше верхних дыр перфорации, - но и для других неперфорированных участков колонны (ниже нижних дыр перфорации и в неперфорированных перемычках между интервалами перфорации) при их длине не менее 2.4 м. При наличии известных границ продуктивных пластов (обьектов), на основании полученных данных о расходе в интервалах стабильного потока, определяются величины расхода по интервалам перфорации и объектам - продуктивным пластам. На рис. 12 приведен пример решения задачи определения общего расхода нагнетаемой воды неэталонированным расходомером в скважине 3390 Самотлорского месторождения.
Определение положения работающих интервалов фильтра - отдающих для добывающих и принимающих для нагнетательных производится по комплексу методов - расходометрии (РГД), термокондуктивной дебитометрии (СТД) и термометрии. До начала работы графа выделения границ на РГД производится ее коррекция (согласно методическому руководству по обработке расходометрии /100/) и перевод в единицы дебита - либо по данным эталонировки прибора, либо по априорно заданному дебиту или приемистости скважины. Если таких данных нет, дальнейшая количественная обработка (профиль) будет производиться в процентном эквиваленте. Для выявления работающих интервалов ниже последнего выделенного интервала по РГД используются методы СТД и термометрии. Для выделения границ на СТД используется критическое значение для расчленения (по умолчанию оно равно 1.2); это коэффициент, означающий, что в качестве существенного изменения будет использоваться изменение показаний, в 1.2 раза превышающее дорожку флуктуации (то есть разброс показаний в интервале заведомого отсутствия притока выше интервала перфорации). Обработчик может изменять этот параметр при необходимости (при очень изрезанной кривой - увеличить, при слишком слабой дифференциации - уменьшить до 1.0). Следует иметь ввиду, что на кривую СТД очень сильно влияет температура в скважине, поэтому она часто повторяет кривую температуры, бывает очень пологой, особенно при слабых притоках в скважине. В таких условиях автоматическое расчленение СТД часто бывает неэффективным, от полученных границ нередко приходится отказываться. В таких случаях работающие интервалы лучше выделять по СТД с учетом термометрии и методов состава в интерактивном режиме. По данным термометрии в работающей скважине, изливающей или в режиме компрессирования на основе визуальной интерпретации могут быть добавлены работающие интервалы - также ниже интервалов по РГД. По данным термометрии в остановленной добывающей скважине могут быть выделены интервалы охлаждения, соответствующие интервалам обводнения. После коррекции интервалов по любому из обработанных методов производится автоматическая коррекция отсчетов с учетом положения новых границ. Для последующей попластовой обработки с учетом коллекторов используется информация об интервалах коллектора.
На этапе определения профиля притока или приемистости с количественным определением удельного дебита/расхода каждого интервала фильтра обработка идет в автоматическом режиме. Она производится после того, как закончена коррекция и выделение границ по всем информативным (РГД, СТД, ТМР) методам. После анализа существенности изменения отсчетов интервалам присваивается статус работающих. По всем интервалам фильтра, выделенным как работающие, производится количественное распределение дебита и расчет удельного дебита в мЗ/сут/м. Если в скважине определялся общий расход по методике непрерывной расходометрии на разных скоростях, то его значение принимается в качестве полного расхода по скважине. Следует отметить, что при переводе показаний расходометрии из имп/мин в мЗ/сут производится учет несоответствия диаметра колонны при тарировке прибора скважинным условиям. Если тарировка производилась в колонне 6" (0.168 м), а замер ведется в колонне другого диаметра, то в показания прибора вносятся поправки по данным треста Спецнефтегеофизика (коэффициент 0.87 при диаметре 0.146 м и 0.656 при диаметре 0.139 м). Комплексная количественная интерпретация методов РГД, СТД и термометрии производится по следующему алгоритму: суммарный расход последнего (нижнего) выделенного по РГД интервала распределяется на все добавленные снизу по дополнительным методам интервалы пропорционально их толщине, то есть им приписывается одинаковый удельный расход.
Работающие интервалы, расположенные вне интервалов перфорации и не примыкающие к ним, будут рассматриваться далее как интервалы негерметичности колонны. Поэтому после выделения границ или работающих интервалов следует сразу обращать внимание на положение их относительно интервалов перфорации и при необходимости скорректировать расчленение кривой соответствующим образом. При аномальных притоках на верхних и нижних дырах перфорации (производится анализ соответствия максимальных удельных дебитов против верхних и нижних дыр перфорации относительным амплитудам ПС) делается вывод о возможной заколонной циркуляции сверху или снизу.
Определение пластового давления и коэффициентов продуктивности скважины для каждого продуктивного пласта, участвующего в выработке, реализовано в компьютерной технологии при обработке исследований нагнетательных скважин на разных режимах. Это исследования действующих нагнетательных скважин (при работе пластов на нескольких установившихся режимах) - с получением индикаторных кривых для каждого пласта, оценкой коэффициентов приемистости, пластовых давлений и расчетом гидродинамических характеристик пластов. Для обработки используются - методы расходометрии (РГД) и барометрии (БМ), записанные на 3-5 режимах с разными давлениями закачки. Возможна обработка для варианта, когда имеются кривые РГД на 3-5 режимах и соответствующие замеры забойного давления Рзаб на фиксированных глубинах. Возможна также обработка для варианта, когда имеются кривые РГД на 3-5 режимах и замеры давления нагнетания Рбуф на устье скважины. Априорными данными для решения этой задачи являются: вязкость жидкости (воды) в пластовых условиях, упругоемкость пласта, радиусы контура питания и скважины. Пользователь устанавливает вариант определения забойного давления - на кровлю или середину пласта. Для каждого режима определяется расход по каждому перфорированному пласту и по скважине в целом, снимаются забойные давления для каждого пласта по заданному в таблице параметров варианту. Затем определяются коэффициенты линейного уравнения Рзаб = f (Q) - для каждого пласта и скважины в целом. Свободный член этого уравнения - есть пластовое давление для данного пласта, угловой коэффициент - есть обратная величина коэффициента продуктивности (приемистости). По нему рассчитываются гидродинамические характеристики пластов. Коэффициент приемистости в целом для скважины определяется как сумма коэффициентов приемистости по отдельным пластам. На рис. 13 приведен пример индикаторной диаграммы с результатами обработки.
Обработка исследований перфорированных пластов методом ИННК с закачкой солевых растворов
Технология исследований состоит в том, что, заменяя в прискважинной зоне пласта пластовую воду с неизвестной (текущей) нейтронной характеристикой флюидом с известными характеристиками и измеряя показания против пластов с известными коллекторскими свойствами, можно рассчитать параметры пласта (коэффициенты динамической пористости, вытеснения, текущей нефтенасыщенности), характеризующие качественно и количественно его выработку. Для надежности определения параметров и оттеснения пластовой жидкости из зоны исследований должно быть предусмотрено три цикла закачки солевых растворов с разной характеристикой. Рассчетные данные коэффициентов текущей нефтенасыщенности наиболее достоверны для промытых интервалов. Основными кривыми на входе являются кривые интерпретационных параметров ИННК, то есть кривые декрементов затухания плотности тепловых нейтронов в пласте (в дальнейшем - декрементов затухания), полученных при первичной обработке полевых материалов. Дополнительными данными для обработки являются: данные о коллекторских свойствах пластов (Кп -коэффициент пористости, Кгл - коэффициент глинистости, Кн - коэффициент первоначальной нефтенасыщенности) и первоначальном характере насыщения (ХН1), полученные в результате обработки стандартного комплекса ГИС при выходе скважины из бурения (в системе «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» реализовано автоматическое получение этих данных из систем ГИНТЕЛ и «СИАЛ-ГИС», наиболее распространенных в Западной Сибири). Также обязательными являются данные о закачиваемых растворах (плотность или минерализация), условиях проведения исследований, результаты обработки комплексом ГИС до проведения закачки растворов в пласт. Для обработки с одним циклом закачки обязательны замеры декрементов: - фоновый - ДФ; после закачки солевого раствора одной минерализации - Д1; после отработки скважины - выноса солевого раствора - ДО; для двух или трех циклов закачки, кроме замера Д1, обязательны замеры Д2 или ДЗ. Необязательные: - текущие замеры декремента после закачки - прослеживание проникновения в пласт или расформирования зоны проникновения солевого раствора - ДТ1, ДТ2 и т.д., замер термометром ТМР или ТМО (производится в комплексе ГИС как фоновый или при отработке скважины); используется при введении поправок за температуру в декремент затухания солевых растворов; если замеры температуры в скважине отсутствуют, используются априорные данные о температуре пласта. Важными являются статистические априорные данные константы- 0 декрементах для нефти, пластовой воды, минерального скелета, глин, нефтеносного и водоносного пласта, которые предварительно заносятся в справочники пластов месторождений и критерии - критические значения остаточной нефтенасыщенности, степени очистки и коэффициента вытеснения параметров для выделения обводненных, промытых и нефтенасыщенных пропластков - эмпирические значения, установленные Швецовой Л.Е. на основании анализа данных ручной интерпретации по скважинам Нижневартовского района. На рис.27 представлен вид таблицы, предоставляемой интерпретатору для уточнения критериев.
Последовательность обработки:
Расчет декремента затухания для солевых растворов, использованных для закачки, по их минерализации или плотности) для j циклов и для солевого раствора хлористого натрия Lp_20,j по известной минерализации Cpj в г/л при 20 градусах Цельсия по формуле / 65 /: Lp_20,j = (4.9 + 0.075 Cp,j) 100 ,1/дс Введение температурной_поправки для декремента для солевых растворов в пластовых условиях / 65 / с учетом разницы между температурой измерения декремента на поверхности (при 20 гр.Ц) и средней температуры против пласта.
Учет температуры производится либо по априорным данным, либо по замерам термометром в скважине до начала закачки.
Назначение интервалов интерпретации - ИИ производится в графическом редакторе.
Определение Кп, Кгл и Кн для ИИ, как средневзвешенных в пределах ИИ.
Расчет разностных кривых (массивы разности кривых декрементов в разных условиях), отражающих изменение характеристик пласта (интервала) при изменении условий измерений.
Снятие отсчетов для всех кривых интерпретационных параметров, участвующих в обработке. Производится снятие оптимальных или средних значений в пределах ИИ ОТ_ДФ - для фонового декремента, ОТ_Д1 - для 1-го раствора ОТ_Д2- для 2-го и т.д., ОТ_ДО - отсчет декремента для кривой при отработке скважины. Для последнего цикла рассчитываются разностные кривые с фоновым замером (РД) и с замером после отработки скважины (РДО):РД = ДО) - ДФ и РДО = ДО) - ДО, например, при 2 циклах РД = Д2 ДФ и РДО = Д2 - ДО) . Для этих кривых рассчитываются оптимальные отсчеты.
Расчет эффектов закачки ИННК для каждого і-го интервала в j-ом цикле закачки: R(i,j) = L(i,j) -Ь(і,ф), где L(i,j) - величина декремента затухания в і-том интервале интерпретации по текущему замеру в j-том цикле; Ці,ф) -величина декремента затухания в і-том интервале по замеру, используемому в качестве фонового ; R(i,j) - величина эффекта ИННК в і-том интервале при закачке солевого раствора в цикле j. Практически эффект закачки равен ранее определенным отсчетам средней для интервала разности с фоновым замером - ОТ_РД. Расчет эффектов отработки ИННК для каждого интервала: RO(i,j) = L(i,j) -LoTp(i,j) , где L(i,j) - величина декремента затухания в текущем интервале по текущему замеру в j-том цикле ; LoTp(i,j) - величина декремента затухания в интервале і по замеру после отработки скважины (выноса солевого раствора); RO(i,j) -величина эффекта ИННК для интервала і при отработке скважины (в цикле j). Определение степени (коэффициента) очистки пропластка (интервала) от меченого вещества (соленого раствора) КО: КО(і) = ОТ_РДО(і) / ОТ_РД (і) Определение динамической пористости Кпдин: Кпдин(і) = ( L_2(i) - L_l(i) ) / (Lp_2 - Lp_l) . Полученные в промытых пластах значения Кпдин в дальнейшем используются для вычисления коэффициента текущей нефтенасыщенности (Кнтек) пропластка при известной открытой пористости пласта Кп. Этот расчет Кпдин справедлив только при полном вытеснении пластовой воды солевым раствором - до стабилизации показаний декремента при задавливании каждого раствора. В противном случае (или строго говоря) расчетная величина Кпдин характеризует лишь емкость вытеснения Км. При закачке растворов с известной минерализацией показания в промытом интервале при соответствующих объемах закачки (точнее - при стабилизации показаний декремента в пласте) зависят от значений декремента затухания для солевых растворов. Емкость вытеснения Км(і) (и Кпдин) при этом для каждого интервала определяется при обработке линейной зависимости LJ(i)=f( LpJ ). Коэффициент регрессии этого уравнения равен Км(і) - в долях единицы. Свободный член дает расчетное значение L_0(i) (или ДО) при нулевых значениях Lp, используемых в дальнейших расчетах. При наличии отсчетов по фоновому замеру, зависящих от текущего состояния выработки (то есть текущей минерализации пластовой воды и текущей нефтенасыщенности), для каждого интервала интерпретации можно определить эффективное (или кажущееся) значение декремента пластовой воды. Оно будет близко к истинному только в случае промытого интервала, то есть при наличии только неподвижной нефти. В этом случае (если уравнение зависимости найдено), по величине показаний ДФ в интервале интерпретации по полученной зависимости LJ = f(Lp) можно произвести
Использование параметров выработки продуктивных пластов при анализе состояния разработки нефтяных залежей
В ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» создана система площадного контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений на основе анализа геологической, гидродинамической и промыслово-геофизической информации /99/. В рамках этой системы проводится сопоставление первоначальных (прогнозных) и фактических данных на основании анализа результатов ГИС-контроль и состояния разработки, устанавливаются закономерности распределения текущих и остаточных запасов нефти в первоначальном объеме залежи, выделяются невыработанные зоны и целики нефти, даются рекомендации по оптимизации разработки с целью повышения нефтеотдачи.
Примером такого площадного контроля является анализ выработки участка Самотлорского месторождения по пласту АВ2-3 /130 / по результатам интерпретации данных ГИС-контроль. В пределах выбранного участка пласт представлен двумя типами строения: монолитом и тонким чередованием. Зоны развития монолитов на участке преобладают и составляют 80% от площади участка. Карта охвата пласта выработкой (рис. 38) подтверждает первоначальный прогноз выработки залежи. Из рисунка 38 видно, что монолитная часть пласта по площади блока вырабатывается неравномерно.
В зоне монолита пласт полностью промыт за линией первых добывающих рядов со стороны обоих нагнетательных рядов. В стягивающем ряду доля заводненной толщины составляет 0.75-0.85. В зоне тонкого чередования заводненная толщина изменяется от 0.2 до 0.8.
1 Из-за разновременного ввода под закачку нагнетательных скважин, отсутствия в достаточной степени дополнительного воздействия через очаговые скважины процесс вытеснения нефти по площади происходит неравномерно. Полное вытеснение нефти водой по толщине пласта происходит по линии I добывающего ряда со стороны линии нагнетания. Между I и II добывающими рядами и в стягивающем ряду нефтенасыщенной остается кровельная часть монолита. Величина нефтенасыщенной мощности изменяется от 1 до 6м.
В результате статистической обработки данных электрометрии пробуренных скважин по пласту АВ2-3 были построены дифференциальные кривые распределения песчанистости и проницаемости в вертикальном разрезе скважин. Сравнительный анализ данных кривых позволил установить закономерности изменения песчанистости и проницаемости по толщине пласта и прогнозировать характер выработки пласта в вертикальном разрезе. Кровля и подошва пласта малопродуктивны (песчаной фракции до 50%, проницаемость до 200 мД), будут отставать в выработке и вырабатываться послойно. Средняя высокопродуктивная зона пласта (содержание песчаников 80%, проницаемость до 800 мД) будет вырабатываться в опережающем режиме. Таким образом, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта по вертикали указывает на его неоднородность и неравномерность выработки, что и подтверждается данными фактической выработки по данным ГИС-контроль (исследования по оценке текущей нефтенасыщенности, профилей притока и приемистости). Распределение работающих толщин пласта в добывающих скважинах указывает, что наиболее полно вырабатывется высокопродуктивная зона (более чем в 70% исследованных скважин). Кровля пласта в работе участвует не более чем в 35% скважин. Опережающее обводнение отмечается по подошвенной части монолита во всех исследованных скважинах. Основной объем воды уходит в высокопродуктивную зону. Распределение интервалов обводнения показывает, что пласт промывается пресной закачиваемой водой по подошве и высокопродуктивной зоне, вытесняя фронт минерализованной воды. Нефтенасыщенные интервалы отмечаются только в кровельной части пласта.
На рис. 39 приведен профиль выработки пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения по линии скважин 2998-3252-3431-3609-3708. Этот участок зоны развития монолита наиболее выработан в пределах блока. Со стороны нагнетательных скважин 2998 и 3252 пласт обводнен по всей толщине до линии второго добывающего ряда (скв. 14722). Со стороны нагнетательной скважины 3708 пласт монолит обводнен полностью до линии первого добывающего ряда. Нефтенасыщенной остается кровля пласта монолита в скважинах 4915, 3431,3523,14737. Центральная часть монолита в скважине 3431 работает нефтью с водой. Коллектора нижней пачки перфорированы, испытывают воздействие закачки со стороны нагнетательных скважин 14722,14738 и 3708, обводнены и вырабатываются. Коэффициент охвата пласта заводнением по скважинам 4915 и 3523 составляет 0.84 и 0.86. На профиле выработки пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения по линии скважин 2997-31431-12821-31451-3341-34714-6332-6347-3522-6360-3608-12885-3707 пласт АВ2-3 Самотлорского месторождения представлен единым монолитным пластом. В скважинах 31431,12821,31451,3341,34714,3522 вскрыта перфорацией и вырабатывается нижняя пачка. Нижняя пачка со стороны нагнетательной скважины 2997 не испытывает влияния закачки. Отдельные расчлененные линзы под монолитом не перфорированы, не имеют связи с закачкой и не вырабатываются. Пласт монолит по линии первых добывающих рядов обводнен по всей толщине (12821,12885,3608).
Опережающее обводнение происходило по подошве монолита и долгое время не затрагивало связывающие его расчлененные пропластки.
Как это видно по результатам исследования в скважине 12821, перфорированный пропласток (сверление) в подошве монолита работает нефтью с водой. По данным электрометрии этот пропласток неколлектор. К стягивающему ряду кровля пласта монолита отстает в выработке из-за своей расчлененности и остается нефтенасыщенной в скважинах 3341,6332,6347,3522 и 6360. Коэффициент охвата пласта заводнением по скважинам 6332 , 6360 составляет 0.83 и 0.82.
На профиле выработки пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения по линии скважин 2995-3250-12840-3477-3521-3607-3704 показан характер выработки пласта в северной части блока. Процессы вытеснения нефти в пределах профиля контролируются особенностями геологического строения пласта в скважинах 12819,12840 и 3607. Из-за отсутствия достаточного воздействия закачки со стороны нагнетательных скважин 3704 и 3340 (нет на профиле) кровля монолита в скважинах 3477,3521,31449 и расчлененная на пропластки кровельная часть пласта в скважинах 12839, 12840 остается нефтенасыщенной. В нагнетательной скважине 3250 закачиваемую воду не принимает песчаный пропласток в кровле пласта, отделенный глинистой перемычкой. Нефтегазонасыщенной осталась мощность їм в кровле пласта по скважине 14720. Коэффициент охвата пласта заводнением по скважинам составили: 3477 - 0.53, 3521 - 0.58, 6346 - 0.63 и 6359 - 0.58. Отдельные песчаные линзы разреза под монолитом перфорированы, нефтенасыщены, не вырабатываются.
Все полученные на дату анализа фактические данные позволяют судить, что монолитная часть пласта АВ2-3 находится в последней стадии разработки. В целом процесс выработки не противоречит прогнозу. По зоне тонкого чередования необходимы мероприятия по вовлечению в разработку низкопродуктивных коллекторов.
Таким образом, приведенные выше примеры анализа выработки участка пласта по площади и по профилю выработки пласта иллюстрирует возможность использования параметров выработки продуктивных пластов, полученных в результате использования компьютерной технологии комплексной интерпретации данных ГИС-контроль.
Методика площадного контроля разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений опробована на Самотлорском, Верхне-Коликеганском и других месторождениях.
