КОНТРОЛИРУЕТСЯ ЛИ СУПЕРКОЛЛЕКТОР ПО ДАННЫМ ГИС («Км»)

Для целей проектирования или моделирования разработки нефтяных месторождений требуется задание фильтрационных параметров на начало разработки. Обозначим через t0 время начала разработки. Начальная стадия разработки (при правильной технологии вскрытия продуктивных интервалов) характеризуется тем, что добываемая жидкость в общем случае является двухфазной, то есть получают нефть и (или) воду. Будем также считать, что нет дегазации в пласте, то есть обеспечивается условие превышения забойного давления Рзаб над давлением насыщения Рнас (Рзаб > Рнас). Пластовое давление (Рпл) на начальной стадии еще не нарушено разработкой и близко к гидростатическому давлению.

Для целей проектирования или моделирования используются результаты комплексной обработки двух групп данных.

Одна группа включает гидродинамические исследования скважин (ГДИ) и в том числе работы по освоению скважины после бурения и ремонтных работ (по данным индикаторных кривых, уровенных замеров, кривых притока и восстановления давления), данные эксплуатации с использованием дебитов по нефти Qн и воде Qв, лабораторные анализы нефти и воды на физико-химические свойства. Лабораторные анализы флюидов включают, в частности плотность воды и нефти в пластовых условиях и на поверхности ( н.пл, в.пл, н.пов, в.пов, г/см³), объемные коэффициенты нефти и воды (bн, bв), давление насыщения (Рнас).

Другая группа включает данные геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные анализы керна (в том числе абсолютные k и относительные по нефти kотн.н и воде kотн.в проницаемости), а также данные сейсморазведки.

Будем рассматривать только эксплуатацию, когда Рзаб> Рнас, то есть при отсутствии разгазирования в пласте.

Тезис о привлечении к проектированию данных на начало разработки t0 можно истолковать как необходимость отказа от тех фильтрационных данных по залежи, которые получены после времени t0. Однако, имеется возможность привлекать данные по всей истории разработки.

Известно, что для моделирования разработки необходимо иметь данные о гидропроводности.

В настоящей разделе описывается методика определения гидропроводности по данным дебитов, полученных при эксплуатации, данным ГИС и фазовым проницаемостям, определенным по керновым анализам.

В программно-методической системе «ГИС – эффект» на материалах Западной Сибири опробована технология определения по данным ГИС гидропроводности ( ) нефтяных и водонефтяных объектов, вовлеченных или планируемых к вводу в эксплуатацию.

Для стандартизации данных ГИС использована ранее созданная методика [Боганик В. Н., Медведев А. И., Григорьев С. Н. Обобщение промыслово-геофизической информации и создание эффективной методики для выдачи заключения по каротажу. М.: ВНИИОЭНГ, Обзорная информация. Серия нефтегазовая геология и геофизика, 1995], во-вторых, оценка гидропроводности эксплуатационных объектов по данным дебитов нефти и воды.

Обычно при совместной обработке данных ГИС и гидродинамических исследований скважин (ГДИ) используется следующая технология. Вначале по данным ГИС определяется эффективная толщина hэф в интервале эксплуатационного объекта. Далее по данным ГДИ определяется гидропроводность эксплуатационного объекта. Известно, что =kгди_*hэф/ . Вязкость флюида определяется в результате лабораторного анализа пробы флюида при пластовой температуре. Наконец, по данным ГДИ определяется проницаемость kгди= _* /hэф. Таким образом, для того, чтобы определить проницаемость по данным ГДИ необходимо привлечь данные ГИС, а именно эффективную толщину hэф. В то же время величина hэф определяется по данным ГИС при условии, что известны критерии разделения пород на коллекторы и неколлекторы. Но эти критерии устанавливаются по данным ГДИ. То есть величина проницаемости kгди оказывается зависимой не только от данных ГДИ, но и от данных ГИС. Целесообразно устанавливать связь не между kгди и данными ГИС, а между гидропроводностью объекта и усредненной характеристикой данных ГИС против этого объекта. Причем для эксплуатационных скважин может быть определена не только на этапе освоения скважины (по данным индикаторных кривых, уровенных замеров, кривых притока и восстановления давления), но и на этапе эксплуатации с использованием дебитов по нефти Qн и воде Qв.

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: