Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор достижений и современные методы изучения физических свойств пластов-коллекторов в нефтегазовой геологии 9
1.1. Современное состояние рассматриваемой проблемы 9
1.2. Значение ГИС при определении емкостно-фильтрационных свойств горных пород 12
1.3. Применение гидродинамических методов при изучении физических характеристик продуктивных пластов 17
2 Использование данных ГИС для изучения геологического строения и оценки физических свойств пород-коллекторов месторождений Пермского Прикамья 38
2.1. Решение геологических задач методами ГИС 38
2.2. Краткая характеристика южной группы месторождений 45
2.3. Краткая характеристика северной группы месторождений 55
3 Комплексная интерпретация данных ГИС и ГДИ при оценке фильтрационных свойств пластов-коллекторов 59
3.1. Предпосылки для возможности оценки фильтрационных свойств продуктивных пластов по данным ГИС 60
3.2. Алгоритм решения задачи определения фильтрационных свойств в безиспытательных скважинах и оценка достоверности полученных результатов 64
3.3. Определение коэффициента продуктивности, гидропроводности и проницаемости в безиспытательных скважинах и прогнозирование добывных возможностей скважин 73
4 Опытно-промышленная оценка гидродинамических параметров по материалам ГИС на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья 87
4.1. Результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ, использованные при составлении технологической схемы разработки Шатовского месторождения 87
4.2. Результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ, использованные при подсчете запасов нефти Кудрявцевского месторождения 94
4.3. Результаты комплексной интерпретации материалов ГИС и ГДИ, использованные при подсчете запасов нефти Чураковского месторождения 99
Заключение 108
Список использованной литературы 109
- Современное состояние рассматриваемой проблемы
- Решение геологических задач методами ГИС
- Предпосылки для возможности оценки фильтрационных свойств продуктивных пластов по данным ГИС
Введение к работе
Нефтяная и газовая промышленность - одна из важнейших отраслей народного хозяйства РФ, т.к. нефть и газ являются основными компонентами в энергетическом балансе страны. Для эффективной разработки нефтегазовых месторождений широко используются промыслово-геологические методы воздействия на продуктивный пласт, а совершенствование систем разработки нефтяных и газовых месторождений направлено на достижение максимально полного извлечения из недр углеводородного сырья.
Крупные работы в области добычи и подсчета запасов нефти были проведены еще в 1888-1892 гг. А.И.Коншиным и в 1905 году - И.Н.Стрижовым. Выдающееся значение в развитии нефтяной отрасли имели работы И.М.Губкина, Д.В.Голубятнкова, М.В.Абрамовича, Л.С.Лейбензона, М.В.Никитина, В.В.Би-либина, Н.Е.Жуковского, П.Я.Кочиной и др., которые заложили научные основы глубокого и всестороннего изучения нефтяных недр, давшие возможность проектировать рациональные системы разработки.
Эффективность эксплуатации залежей зависит от степени соответствия геологической модели, положенной в основу управления разработкой реальной залежи. Недооценка литолого-фациальных факторов формирования нефтесо-держащих резервуаров приводит к бурению "пустых" скважин и малоэффективной эксплуатации месторождений. Поэтому осадочные образования должны быть охарактеризованы литологически и режимами осадконакопления. В основе фациальной диагностики изучаемого разреза положен традиционный анализ описания кернового материала совместно с интерпретацией обстановок осадконакопления по форме кривых ГИС.
Актуальность проблемы. В современных экономических условиях подсчет запасов углеводородного сырья и эффективное управление процессом нефтеизвлечения выполняется на основе детального учета особенностей геоло-
гического строения, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и результатов техногенного воздействия на продуктивные пласты. В диссертации обобщены результаты исследований по определению гидродинамических параметров нефтесодержащих интервалов в разрезах скважин для геологического обеспечения подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Значительная часть этих исследований связана с нахождением гидродинамических параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС) при комплексной геологической интерпретации промыслово-геофизических материалов. В работе изучалась возможность использования каротажных материалов для определения гидродинамических характеристик (и, в частности, гидродинамической проницаемости кгди) коллекторов, т.к. решение задач совместной обработки данных гидродинамических, геолого-промысловых и геофизических исследований, направленных на разработку методик комплексной интерпретации, до сих пор остается нерешенной научной проблемой. Диссертация посвящена созданию методики, предусматривающей комплексное использование материалов ГИС при определении гидродинамических параметров при подсчете запасов углеводородного сырья, проектировании, анализе и регулировании разработки залежей нефти.
Актуальность выполненных исследований определяется получением необходимой информации в безиспытательных скважинах (т.е. в скважинах, не охваченных гидродинамическими исследованиями) за счет привлечения данных ГИС. Это позволит выявить пространственные закономерности изменения гидродинамических параметров при моделировании залежей нефти и газа. Использование данных ГИС позволит более полно и дифференцировано оценить добывающие возможности скважин и нефтесодержащих интервалов (пластов) как при разработке нефтяных и газовых месторождений, так и при подсчете запасов углеводородного сырья.
6 Цели работы:
- обоснование возможности комплексного использования данных гидродинамических исследований (ГДИ) и геофизических исследований (ГИС) для оценки фильтрационных параметров продуктивных пластов, что позволит более детально охарактеризовать их изменение на участках, не охваченных промысловыми исследованиями.
Основные задачи исследований:
Научное обоснование возможности определения гидродинамической проницаемости пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского Прикамья по данным ГИС.
Разработка методики оценки коэффициента гидродинамической проницаемости с помощью зависимостей типа «гидродинамический параметр = f (геофизический параметр)».
Разработка способов определения количественных оценок значений гидродинамической проницаемости по данным ГИС для проведения гидродинамического моделирования залежей углеводородов.
Оценка перспектив использования результатов совместной интерпретации материалов гидродинамических исследований и данных ГИС.
Методы решения задач. Для решения поставленных задач использованы результаты комплексной интерпретации данных ГИС и ГДИ по скважинам Быркинского, Гондыревского, Гожано-Шагиртского, Кокуйского, Кудрявцев-ского, Крассноярско-Куединского, Москудьинского, Осинского, Трифоновского, Уньвинского, Шатовского, Чураковского и Юрчукского нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Результаты проанализированы и обобщены с использованием статистических методов обработки экспериментальных данных.
Научная новизна:
Обоснована методика использования кгди=/(Л/^ для оценки ряда месторождений Пермского Прикамья.
Разработана методика определения гидродинамических параметров по данным ГИС с использованием эталонирования по материалам ГДИ.
3. Установлено, что полученные гидродинамические характеристики
продуктивных интервалов могут быть использованы для моделирования строе
ния залежей УВ и для оптимизации выбора оптимальной системы разработки
нефтегазовых месторождений.
Защищаемыми положениями диссертации являются:
Методика оценки коэффициента проницаемости пород-коллекторов в безиспытательных скважинах по данным ГИС.
Статистические модели для оценки фильтрационных параметров для ряда месторождений Пермского Прикамья.
Оценка пространственного изменения коэффициента гидродинамической проницаемости по данным ГИС для залежей углеводородов.
Практическая ценность работы сводится:
к созданию и внедрению в практику методики определения количественных характеристик гидродинамической проницаемости по данным ГИС;
к повышению точности оценок извлечения запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья;
к использованию полученных моделей для повышения точности оценок запасов нефти и оптимизации процессов проектирования и разработки ряда нефтяных месторождений Пермского Прикамья.
Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на конференции молодых учёных и специалистов ООО «Лукойл-Перм-
з нефть» (Пермь, 2000 г.); на научно-технических конференциях "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений" (Перм. гос. ун-т, апрель, 2000 г.) и в Пермском техническом университете молодых специалистов "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» (Перм. техн. ун-т, ноябрь, 2000 г.); на научно-технической конференции ЗАО «Лукойл-Пермь» (1-е место на конкурсе ТЭК-2001. Москва, февраль, 2002 г.); на заседании секции Ученого Совета ООО ПермНИПИнефть (март, 2001 г.); на межрегиональной конференции молодых ученых в г.Ухта (март, 2002г.); на открытой молодежной научно-практической конференции РТ ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске (сентябрь, 2002 г.); на научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» в г. Уфе (май, 2004 г).
Публикации. Основные положения диссертации изложены в 14 публикациях и в 5 научно-исследовательских отчетах по теме диссертации.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения и списка литературы. Объем работы 120 страниц, включая 42 рисунка, 8 таблиц, список литературы из 116 наименований.
Успеху наших исследований способствовала действенная помощь сотрудников лаборатории промысловых исследований ПермНИПИнефть при выполнении тем, научное руководство которыми осуществляли А.И.Дзюбенко, Г.В.Макаловский, В.И. Пузиков и Ю.А. Сатюков.
Автор приносит глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А.В. Растегаеву.
Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над
диссертацией автор выражает В.И. Галкину, | Ю.В. Шурубору |, | Е.П. Гудкову В.Н. Коскову, Н.И. Крысину, В.И. Пахомову, С.Д. Сумарокову, Ю.А. Яковлеву. В.К. Червяковой.
Современное состояние рассматриваемой проблемы
В 30-х годах прошлого столетия были выделены три направления нефтепромысловых исследований - собственно нефтепромысловые исследования, подсчет запасов нефти и газа и изучение коллекторских свойств горных пород и продуктивного пласта в целом. При подсчете запасов нефти и газа возникает проблема оконтуривания, которая выходит на первый план при выборе рациональной системы разработки (выделение эксплуатационных объектов, зон с отсутствием препятствий для движения флюидов и зон с затрудненным обменом, гидродинамических разделов), т.е. расчленение нефтяных и газовых месторождений на отдельные залежи и выделение подсчетных объектов [8, 36, 37, 64, 99].
Постоянно повышающиеся требования к рациональной эксплуатации нефтяных месторождений требуют более детальной информации о продуктивных горизонтах - необходимы данные об изменении коллекторских свойств пород в пространстве, изменении свойств насыщающих флюидов, режимах залежей, связи с областями питания, как по всему разрезу, так и по латерали [38, 64].
Промыслово-геологическая служба нефтяной и газовой отрасли, занимающая важное место в геологической службе в целом, осуществляет разведку, проектирование и разработку нефтегазовых месторождений. Эта служба производит оценку качества и количества запасов углеводородного сырья, участвует в составлении проектов эксплуатации и разработки месторождений, изучает геологические, горнотехнические, гидрогеологические и др. условия разработки месторождений с целью более полного извлечения из недр нефти, газа и попутных компонентов.
Залежь нефти и газа, введенная в разработку, представляет собой неразрывное целое - систему, состоящее из двух компонентов: геологической (сама залежь) и технической (система разработки). Это целое называют геолого-техническим комплексом (ГТК). Саму залежь рассматривают в динамике на основе специальных наблюдений и замеров в добывающих, нагнетательных, контрольных и других скважинах.
За последнее время особое значение приобрело моделирование нефтяных и газовых залежей и описание геологических объектов по промыслово-геофизическим данным, т.к. геологические тела любых видов, масштабов и любой сложности можно представить только в виде модели, представляющей из себя систему особого рода [20, 21, 28]. Основную информацию несут материалы геофизических исследований скважин (ГИС), проинтерпретированные с учетом данных по керну и других скважинных наблюдений.
Подход к объектам исследования как к системам выражает одну из главных особенностей современного научного познания. Геология является сферой научной и практической деятельности, в которой использование системного подхода предопределено спецификой геологических объектов, понятия целостности и элементности которых использовались многими геологами-исследователями (В.И.Вернадский, Ю.А.Воронин, А.Н.Дмитриевский, Л.Ф.Дементьев, Ю.А.Карагодин, Ю.А.Косыгин, В.А.Соловьев, А.И.Холин, М.М.Элланский и др. [28, 62, 85, 86]). Основные объекты исследования в современной науке представляют собой те или иные системы. Любой реальный объект рассматривается как система, а в геологии к таким системам относятся залежь, пласт, образец и т.п., принадлежащие к различным иерархическим уровням. В принципе под геологическим телом следует понимать часть геологического пространства, ограниченную геологической границей. Разрез любого осадочного бассейна представлен в виде чередования слоев, каждый из которых имеет свой литологический состав и может представлять собой как нефтесодержащий коллектор, так и покрышку, препятствующую перемещению углеводородов по вертикали.
Набор значений каких-либо физических параметров (например, пористости, проницаемости, глинистости и т.п.) является ни чем иным, как некоторым схематическим описанием реального объекта (нефтяной залежи, пласта, образца). Очень важно при этом установить наиболее важные параметры, которые несут наибольшую информацию. Обычно при построении модели залежи с использованием данных ГИС, ГДИ и керна по ряду скважин такой подход применяется для выявления основных закономерностей разреза и удаления локальных неоднородностей.
Эффективность эксплуатации залежей зависит от степени соответствия геологической модели, положенной в основу управления разработкой реальной залежи. Недооценка литолого-фациальных факторов формирования нефтесо-держащих резервуаров приводит к бурению "пустых" скважин и малоэффективной эксплуатации месторождений. Поэтому осадочные образования должны быть охарактеризованы литологически и режимами осадконакопления. В основе фациальной диагностики изучаемого разреза положен традиционный анализ описания кернового материала совместно с интерпретацией обстановок осадконакопления по форме кривых ГИС.
Рассмотрим некоторые аспекты использования результатов интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований применительно к моделированию геологических объектов - решению задач подсчета запасов УВ и управления процессами разработки нефтегазовых месторождений.
Эффективное использование диаграмм ГИС по группе скважин для построения модели геологического объекта (например, нефтяной залежи) зависит не только от конфигурации каротажных диаграмм, но и от воспринимающего ее устройства (человеческого мозга или "интеллектуального" технического устройства в виде компьютера и его программного обеспечения). Моделирование в самом общем виде - это метод исследования какого-либо процесса или объекта путем воспроизведения его самого или существенных его свойств в виде материальной или мысленной модели [6, 27, 62], что показано при построении горно-геометрических моделей некоторых месторождений Пермского Прикамья при непосредственном участии автора [101 - 104].
Решение геологических задач методами ГИС
Данные ГИС широко используются при литолого-стратиграфическом расчленении разрезов скважин, межскважиннои корреляции и определении подсчетных параметров продуктивных пластов [10,11,35, 36, 38].
Физико-петрографические показатели оказывают большое влияние на формирование и строение пустотного пространства продуктивных пород и, в конечном итоге, на их емкостно-фильтрационные свойства.
Основными характеристиками пород-коллекторов, сведения о которых необходимы для решения задач подсчета геологических и извлекаемых запасов, проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений, являются пористость и проницаемость пород-коллекторов. Все эти характеристики традиционно определяются при лабораторном изучении керна и по результатам гидродинамических исследованиях [7, 9, 63, 70]. Но вынос керна и опробование пластов, особенно из продуктивной части геологического разреза, всегда ограничен. Кроме того, в последние годы возросло количество мелких месторождений, по которым на поисково-разведочной стадии керно-вый материал практически отсутствует. Поэтому сегодня большая часть информации по проницаемости пород-коллекторов получают по данным ГИС, увязанных с результатами анализа керна и гидродинамическими параметрами. Это обеспечивает получение более точных оценок запасов нефти и газа.
ГИС - это комплекс геофизических работ, выполняемых в буровой скважине с целью детального изучения её геологического разреза, выделения частей этого разреза, содержащих те или иные полезные ископаемые, оценки промышленного значения углеводородного сырья, определения положения скважин в пространстве и их технических характеристик. Эти исследования осуществляются различными методами и состоят в измерении вдоль ствола скважины с помощью специальной аппаратуры ряда величин, характеризующих физические свойства пересечённых скважиной горных пород [25, 42, 45, 78]. В зависимости от физических свойств, изучаемых при каротаже скважин, различают такие методы каротажа, как электрический, радиоактивный, ядерно-магнитный, акустический и др.
Результатами ГИС являются диаграммы, по одной из осей которых в определенном масштабе регистрируются глубины скважины, а по другой - значения геофизических параметров на данной глубине. Полученные при каротаже величины геофизических параметров служат основой для выделения ряда разновидностей горных пород в разрезе скважины, а также для проведения границ между слоями, сложенными породами разного состава или отличающимися одна от другой по своим физическим свойствам.
Выделенные по данным ГИС разновидности горных пород увязываются с петрографическими характеристиками образцов пород, полученных при бурении скважин с определённых глубин в виде керна, шлама или проб, отобранных грунтоносами, и поэтому относительно полное представление о петрографическом составе горных пород и условиях их залегания практически всегда опираются на данные ГИС.
Параметры, измеряемые в процессе исследования скважин методами ГИС, лишь в редких случаях дают возможность непосредственно определять истинные значения физических свойств горных пород, т.к. на геофизические показания большое влияние оказывают породы, вскрытые скважиной в соседних интервалах, промывочная жидкость и проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт, размеры зондов и т.п. Исправление геофизических параметров осуществляется введением поправок за влияние аппаратуры, бурового раствора и длины зонда, снятием влияния фона и других смещающих факторов и приведением геофизических параметров к какому-либо стандарту (например, к двойному разностному параметру). Характеристики, полученные при каротаже скважин, нельзя отождествлять с истинными параметрами горных пород. Это своеобразные "геофизические" параметры. По своему существу все геофизические методы дают лишь косвенные сведения о составе и свойствах пород, вскрытых скважиной.
Чтобы от этих косвенных сведений перейти к идентификации литологи-ческого состава, стратиграфической принадлежности пород, к оценке их истинных геолого-физических свойств, необходимо выполнить геологическую интерпретацию материалов ГИС [30, 35, 89]. Причем для интерпретации важны не столько сами значения отдельных геофизических параметров, сколько соотношения между ними.
Интерпретация данных ГИС решает обратную задачу, содержание которой сводится к тому, что по физическим параметрам, измеренным в процессе каротажа, определяют литологию пород, выделяют пласты-коллекторы, количественно оценивают интенсивность проявления наиболее важных геолого-физических свойств коллекторов и вмещающих их пород.
Сложность этой задачи, присущая ей в силу её обратного характера, высокая степень неоднозначности преодолеваются за счёт комплексирования методов ГИС, использования эвристических методов регуляризации, детального и глубокого изучения петрофизических связей [24, 82, 100].
Предпосылки для возможности оценки фильтрационных свойств продуктивных пластов по данным ГИС
Современные требования - полнота промыслово-геологической и геофизической информации, выдаваемых для подсчета запасов и решения различных вопросов разработки. Это в равной мере относится к методам определения геолого-геофизических параметров нефтегазовых пластов, так и к методам изучения геологического строения залежей. Применение малоэффективных методов приводит к потере части имеющейся информации, к получению неполных или неправильных представлений об условиях залегания и извлечения нефти или газа.
В настоящее время изучение коллекторских свойств нефтяных и газовых скважин осуществляется тремя способами:
1. По результатам лабораторного анализа образцов керна.
2. По гидродинамическим исследованиям.
3. По промыслово-геофизическим исследованиям.
Получение данных о коллекторских свойствах пластов по результатам кернового анализа и ГДИ носит непосредственный характер, т.е. эти методы являются прямыми.
Геофизические исследования скважин являются наиболее экономически дешевыми и оперативными, но являются косвенным методом. Эти исследования дают лишь оценку ряда физических свойств породы (сопротивление, естественная радиоактивность и др.) Для использования косвенных признаков при изучении геологического объекта устанавливаются корреляционные отношения косвенных признаков с основными. Выявление таких связей позволяет использовать косвенные признаки при решении задач решаемых при составлении технологических схем разработки, подсчета запасов и др.
Сопоставление результатов ГИС с результатами лабораторных определений по керну является общепринятым. Так при использовании данных ГИС при подсчете запасов нефти или газа, на основе изучения корреляционных зависимостей между пористостью, определенной по керну (основной признак) и показаниями естественной гамма-активности горной породы, определенной по диаграмме ГК (косвенный признак) определяется пористость в пластах-коллекторах в скважинах, пройденных без отбора керна.
На многих нефтяных месторождений была опробована методика определения проницаемости по ПС, которая дала положительный результат. Еще в 1954 г. А.М.Нечай предложил использовать метод собственной поляризации для определения литологического коэффициента, имеющего тесную связь с пористостью и проницаемостью [71]. Поэтому не случайно в 1975 году, опираясь на изыскания в области определения проницаемости по данным ГИС таких исследователей как В.И.Азаматов, В.А.Бадьянов, Л.П.Долина, Л.Ф.Иванчук, СИ. Шишигин и др. [3, 31, 32, 33, 34, 98], в Пермском Прикамье была использована зависимость к =f(AnJ на Батырбайском и Павловском месторождениях.
И.И. Башлыкин [5] оценивал проницаемость коллекторов по характеру проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, который, при одной и той же промывочной жидкости и перепаде давления зависит только от пористости и проницаемости породы. С помощью электромикрокаротажа, определялась скорость образования глинистой корки на стенке скважины. В.Н.Дахнов высказывал предположение о возможности определения коэффициента проницаемости по данным гамма-активности исходя из прямой и достаточно тесной связи между гамма-активностью и глинистостью коллектора путем построения зависимости k=f(AJy), полученной на основании статистической обработки результатов сопоставления AJy коллекторов с их проницаемостью, найденной с помощью других представительных методов [24]. На практике, фильтрационная характеристика проницаемых интервалов, выделенных в разрезе скважин по данным ГИС, осуществляется при последовательном использовании зависимостей, например KnKepH=f(AJy) и №ерн =/(К„кер"), что и было использовано автором в соавторстве с Косковым В.Н. и Шардако-вым В.А. в работе [58] для оценки проницаемости поглощающих горизонтов.
Среди всех видов скважинных наблюдений наиболее важным первичным источником информации являются результаты опробования скважин и изучения образцов горных пород (прямые), но для получения исходной информации о скважинах также широко используются данные ГИС, имеющие косвенное отношение к определению параметров продуктивных пластов.
Точность и достоверность определения физического параметра разными методами не одинакова. Например, значение коэффициента проницаемости для пласта-коллектора, основанной на результатах изучения керна, и проницаемости, определенных по данным ГИС и ГДИ часто не совпадают. Это связанно с тем, что значение одного и того же физического параметра определяется при разных объемах проб. Если, например, при определении проницаемости по керну (цилиндр диаметром 2 см и длиной 3 см) объем образца составляет 10 10-6 м3, то объект исследования ГИС имеет объем (тс 82/4) Ь м3 (где h-мощность коллектора в метрах, 8 - диаметр зоны, исследуемой при электрометрии градиент-зондом максимальной длины в метрах), а при снятии КВД при гидродинамических исследованиях объем пород, к которому относится конечный результат исследования, составляет уже не менее 7i 100h м (где h интервал исследования в метрах). Из приведенного примера видно, что объемы объектов исследования различными методами значительно отличаются друг от Друга.
