Концепция поэтапного анализа результатов

Таким образом, систематизируя накопленный опыт, можно предложить концеп­цию поэтапного анализа результатов промыслового и геофизического контроля раз­работки месторождений, основанного на уже апробированных (см. выше) решениях. Существует несколько приоритетных направлений в анализе промысловых и геофи­зических данных. В качестве типовых примеров использования данных технологий в России можно назвать следующие.

■ Анализ выработки пластов.

Успех решения этой задачи напрямую определяется:

1) достоверностью построения детальной геологической модели (преимущест­венно - достоверностью межскважинных корреляций продуктивных толщин по данным ГИС открытого ствола),

2) масштабами охвата залежи промыслово-геофизическими исследованиями (ПГИ),

3) наличием в применяемых комплексах ПГИ достаточно информативных мето­дов исследований. К последним традиционно относят прямые методы оценки нефте- и газонасы­щенности пластов (различные модификации нейтронных методов, волновую акустику и др.). В частности, высокая степень охвата исследованиями ПГИ характерна для Са-мотлорского нефтяного и Уренгойского газоконденсатного (неокомская залежь) ме­сторождений. По многим объектам ранее уже выполнялись детальные обобщения те­кущих результатов ГИС-контроля, связанные с выявлением характера выработки пластов при их обводнении соответственно нагнетаемыми или пластовыми водами.

Характер выработки, как правило, оценивается исходя из последовательного оп­ределения неоднородности пласта, выделения обводненных пропластков, определе­ния работающих толщин, а также мест заколонных перетоков. Залежь или пласт мо­гут быть дифференцированы по данным критериям как по разрезу, так и по площади. В результате локализуются и оцениваются участки с неравномерной выработкой (об­воднением), включая выявление плохо вырабатываемых зон. Даже при достаточно низком охвате залежи исследованиями ГИС-контроля задача оценки процессов выра­ботки пластов в принципе решается, если в площадном динамическом анализе пере­нести акцент на информативность гидродинамических исследований и сопутствую­щих им промысловых данных.

■ Динамический анализ энергетического состояния пласта и его продуктивности.

Основой для решения этой группы задач являются как промысловые данные об истории разработки, так и результаты качественных исследований ГДИС. К сожале­нию, стремление выполнить гидродинамические испытания с наименьшими время- и трудозатратами зачастую приводит к резкому снижению результативности этих ис­следований. Многократная экспертиза авторов материалов ГДИС по многим нефтя­ным месторождениям России показала, что подавляющий процент выполняемых из­мерений недостоверен по методическим или технологическим причинам. Как правило, из всей совокупности исследований, выполняемых на нефтяных месторож­дениях, процент гидродинамических исследований, направленных на определение ФЕС дальней зоны пласта («базовых», по терминологии авторов), недопустимо низок. Однако в последние годы с началом активного использования цифровой измеритель­ной техники и современного ПО «Well Test» ситуация в ряде регионов начала в корне меняться.

Тем не менее опыт анализа пространственно-временной изменчивости парамет­ров фактической и потенциальной продуктивности совместно с оценками ФЕС для вырабатываемых пластов и данными о скин-факторе показывает, что при достаточной степени изученности методами ГДИС эксплуатируемой залежи возможно осуществ­лять прогноз добычи как для отдельных зон месторождения, так и для отдельных до­бывающих скважин.

Одновременно корреляция контуров продуктивности с фильтрационными пара­метрами по ГИС (главным образом проницаемостью) не дает необходимой сходимо­сти вследствие как ошибок при осреднении проницаемости способом взвешивания по толщине пласта, так и из-за приближенности оценок послойных проницаемостей ме­тодами корреляции связей «ГИС-керн».

■ Анализ гидродинамической связи у объектов эксплуатации.

Вероятность возникновения вертикальной сообщаемости между различными пластами в процессе разработки многопластовой залежи весьма высока. Нередко на­блюдается гидродинамическая связь и между различными залежами одного месторо­ждения, а также образование новых техногенных залежей (например газа) при экс­плуатации нижележащих горизонтов. Основные причины указанных аномальных процессов - заколонные циркуляции флюидов по негерметичному пространству це­ментного кольца обсаженных скважин. Значительно реже фиксируются перетоки флюида через негерметичности самих обсадных колонн или других элементов под­земного оборудования (лифтовые трубы, пакеры и пр.).

Наиболее значимые перетоки обычно фиксируются в нагнетательных скважинах, где вследствие высоких репрессий существенно нарушается герметичность цементно­го камня. Межпластовые перетоки свыше 1 тыс. н. м³/сут. газа или 1м³/сут. жидкости могут быть оценены качественно или количественно с помощью стандартной техно­логии ПГИ, включающей серию режимных профильных измерений термометром. Дополнительную информацию о перетоках дают точечные оценки пластового давле­ния, а также применение спектральной шумометрии (см. разделы 7.5, 13.8).

Таким образом, при необходимой степени изученности работы эксплуатационно­го фонда скважин на месторождении накапливается ценная для гидродинамического моделирования объектов добычи информация о фактическом взаимодействии объек­тов разработки.

■ Анализ изменчивости фильтрационных пластовых свойств.

Анализ распределения параметров фильтрационно-емкостных свойств по раз­личным зонам пласта имеет определяющее информационное значение при геомоде­лировании. Использование оценок ФЕС продуктивного пласта по ГДИС с учетом ра­нее полученных результатов и интервальных оценок распределений коллекторских свойств по ГИС позволяет получить реальные гидродинамические свойства объектов.