СПОСОБЫ Осреднение проницаемости

Наиболее неоднозначно могут быть оценены свойства неоднородного по h пла­ста, связанные с проницаемостью по ГИС (к), т.к. здесь «вес» различных пропластков не равнозначен с точки зрения возможных последствий при фильтрации.

Опыт работ с исходными материалами по ряду месторождений показывает, что и сами значения к, определяемые на разных этапах контроля за состоянием залежи (ме­тодами ГДИС, ГИС-бурения и по исследованию кернов), могут существенно расхо­диться. Характерный пример таких расхождений приведен на рис. 15.4.2.1. Из данно­го рисунка видно, что оценки по ГИС имеют повышенные значения и детализируют весь разрез пласта, оценки по керну представлены отдельными точками в разрезе и близки к данным ГИС настолько, насколько велик коэффициент корреляции у связы­вающей эти методы зависимости к^керн=/(К_п^ГИС). Оценка по ГДИС фактически единая для всего пласта и на порядки ниже, чем средняя оценка по ГИС. Гидродинамические оценки по данным испытателя пласта на кабеле («MDT») бьются с данными ГДИС, но дополнительно (как и «ГИС-керн») позволяют увидеть отличие ФЕС у пропласт­ков в кровле и подошве исследованного интервала [25].

Во-первых, проницаемости по керну и ГИС - это, как правило, проницаемости «по газу», полученные для отдельных точек (толщин) в интервале пласта. Проницае­мости по ГДИС соответствуют суммарным пластовым оценкам «по текущему пласто­вому флюиду» (например, для смесей «нефти-воды» или «газа-воды», заполняющих поровое пространство).

Другие причины данных расхождений: разные охваты исследованиями по h и по радиусу г, разные даты замеров (т.е. разная текущая обводненность пласта), измене­ния в состоянии призабойной зоны и фильтра, набухание глинистого материала при заводнении и пр. В сущности, оценки к по ГИС-бурению в открытом стволе и текущие определения по ГДИС - это совершенно разные критерии ФЕС, которые необхо­димо разделять при хранении в базе данных или же приводить при анализе на момент единого состояния объекта (например, на момент начала эксплуатации - при началь­ной водонасыщенности пласта Кв.о).

Рис. 15.4.2.1 Оценки проницаемости [SPE 71722. Integrating Permeabilities NMR, Formation Tester, Well Test and Core Data. Haddad S., Cribbs M., Sagar R., Viro E., Castehjins К.] по ГДИС (Well Test), опробователю MDT, керну (Core) и ГИС (Timur Coates) (1 - глубина [м]; 2 - ГК [API], кавернометрия [дюйм]; 3 - электро­метрия [Ом м]; 4 - коэффициент пористости [%] и характеристика плотности [г/см ]; 5 - проницаемость [мД]

Таким образом, некорректно формально сравнивать между собой значения про­ницаемости, полученные разными методами и отражающие разные физические ха­рактеристики.

Как уже говорилось выше, полученные по ГИС параметры необходимо усред­нять для проведения анализа. Однако средневзвешенные оценки к, как правило, не корректны. Если исходить из модели фильтрации в пласте и уравнения притока флюида в ствол скважины, то правильнее приписывать поинтервальные значения проницаемостей всему пласту согласно удельным вкладам расходов из неоднородных толщин в общий приток из пласта. Аналогичное правило учета при формировании пластовых свойств может быть также распространено на производные от к гидроди­намические свойства пласта.

Ограничим модель фильтрации по пласту следующими условиями:

1. Цилиндрический горизонтальный пласт вертикально неоднороден и состоит из п хорошо и плохо проницаемых толщин, выдержанных по h, но отличаю­щихся друг от друга по к

2. Границы между пропластками непроницаемые (т.е. ограничены гидродинамиче­скими экранами), в связи с чем вертикальная фильтрация в пласте отсутствует.

3. Фильтрация по плоскопараллельным пропласткам имеет вид радиального движения с постоянными vi, в направлении одиночно расположенной в центре пласта скважины. Условия фильтрации соответствуют линейному закону Дар-си для жидкости только для хорошо проницаемых пропластков.

4. Свойства и тип фильтруемого по всем пропласткам флюида одинаковы.

5. Контур питания r кп и депрессия на все пропластки   условно близки.

6. Какая-либо радиальная неоднородность в пропластках отсутствует. Скважина абсолютно совершенна по степени и характеру вскрытия пласта.

7. Интервалы притока в ствол скважины соответствуют работающим толщинам, которые, в свою очередь, соответствуют эффективным толщинам.

8. Профиль притока из любого пропластка монотонен, а удельные притоки из пропластков (Q / h) i отличны.

Тогда, в соответствии с формулой Дюпюи для i-го пропластка, имеем:

Где άi= 15.4.2.4

Если бы все пропластки были относительно однородны и для каждого из них строго действовали одни и теже условия, то άi=const

отдельных скважин, т.к. проявляется частичное нарушение гидродинамической цело­стности объекта. Если корреляция разреза не дает требуемого результата, то, значит, для того, чтобы воспользоваться формулой (15.4.2.4), необходимо предварительно скорректировать условия для границ выделенного пласта. Наиболее надежное их уточнение может быть выполнено по результатам скважинных испытаний на приток при освоении. В этом случае предлагается оперировать уже не с эффективными тол­щинами h эфф. i (выделенными по данным ГИС-бурения и керна), а с принципиально но­выми параметрами - эффективными нормированными по Q толщинами (т.е. скоррек­тированными по профилю притока продукции из пласта), что позволяет учесть реально действующую эффективную нормированную толщину всего пласта

По ряду причин на разных стадиях разработки залежи и эксплуатации скважины отдельные пропластки могут не проявляться сразу в работе. Следовательно для определение суммарной проницаемости пласта необходимо опираться на результаты повторяющихся исследований по профилю притока, учитывающих динамику изменения h эфф. i и