ПРЕДИСЛОВИЕ

В последние годы нефтяная промышленность страны вступила в такой период развития, когда необходимые уровни добычи обеспечиваются не только вводом в разработку новых месторождений, но и увеличением полноты извлечения нефти из недр. Решение этой сложной задачи невозможно без широкого применения геолого-промысловых методов исследования залежей нефти и газа.

Традиционные методы геолого-промыслового анализа, отвечая потребностям промышленности, стали более совершенными, обогатились новыми приемами получения и обработки информации. При изучении вещественного состава пород помимо обычных литолого-петрографических характеристик нередко получают характеристики их микроструктуры для оценки возможности применения различных методов физико-химического воздействия на пласт и прогнозирования изменения пород под влиянием процессов разработки.

Исследование жидкостей и газов, насыщающих пласт и закачиваемых в него при искусственном воздействии, производится с целью определения не только физико-химических свойств этих флюидов, но и их взаимодействия друг с другом, которое может вызывать определенные отрицательные последствия.

Расчленение и детальная корреляция продуктивных отложений, особенно ' на крупных месторождениях, когда необходимо обрабатывать разрезы многих сот, а иногда и тысяч скважин, на современном этапе немыслимы без автоматизированных систем обработки информации на ЭВМ, которые созданы и успешно действуют в ряде районов страны.

Геометризация залежей нефти и газа, т. е. создание их моделей, осуществляется на базе детально разработанных представлений о характере изменчивости признаков (свойств), который необходимо учитывать при выборе той или иной модели отображения данных наблюдений. Появились и нашли практическое применение разнообразные и достаточно приспособленные к местным условиям методы учета неоднородности продуктивных пластов при проектировании разработки. Получили определенное развитие методы расчета параметров залежей нефти и газа с учетом нижних пределов коллекторских свойств, а также методы оценки достоверности параметров и запасов, учитывающие изменчивость признака, количество информации о нем и т. п.

Все это привело к необходимости обобщения данных современных методов геолого-промыслового анализа в едином издании, каким является предлагаемый справочник. В первом разделе справочника изложены основные методы геолого-промыслового анализа. При этом особое внимание уделено тем из них, которые обеспечивает более детальное изучение залежи и более достоверное определение ее параметров, что определяет качество решения задач.

Во втором разделе на примерах решения конкретных "задач подготовки к разработке и собственно разработки залежей нефти и газа показана комплексность использования различных методов геолого-промыслового анализа в сочетании с гидродинамическими, экономическими и другими методами. Сделан акцент на достоверность выводов, получаемых на той или иной стадии изучения месторождения. Так, процесс подготовки месторождения нефти к разработке изложен с позиций удовлетворения оптимальных количественных требований к полноте изучения и достоверности определения всех параметров, необходимых для составления технологических схем и проектов.

Выделение эксплуатационных объектов в разрезе многопластового месторождения рассматривается как оптимизационная задача, решаемая на основе методик количественной оценки различий геолого-физических свойств продуктивных пластов, предполагаемых к объединению, и учета влияния степени различий на величину коэффициента продуктивности скважин.

Геолого-промысловый анализ на стадии разбуривания месторождения по технологической схеме с целью оперативного решения стоящих перед ним задач целесообразно проводить на основе систем автоматизированной обработки информации, поступающей в массовом порядке. Методика проведения такого анализа изложена на примере многопластового месторождения.

Задачи геолого-промыслового анализа при контроле за разработкой месторождения рассматриваются в отношении как достоверности определения текущей нефтей асыщенности или обводненности пласта в скважинах, так и организации эффективной системы контроля за состоянием разработки и т. п.

Таким образом, геолого-промысловый анализ на современном этапе представляет собой систему методик изучения и создания моделей залежей нефти и газа и процессов, протекающих в них при разработке. Он проводится на всех этапах подготовки месторождения к разработке и эксплуатации и характеризуется постепенным увеличением числа стоящих перед ним задач и. ужесточением требований к качеству их • решения, т. е. к достоверности получаемых параметров, выводов и принимаемых на их основе решений. Применяемые на практике методы решения геолого-промысловых задач весьма разнообразны, поэтому в соответствующих разделах справочника нашли отражение методики, наиболее подходящие для типичных геологических условий. Рекомендации для других случаев, характеризующихся теми или иными особенностями геологического строения и условий разработки, можно найти в предлагаемой литературе.

Раздел первый

МЕТОДЫ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО АНАЛИЗА

Глава!

ДЕТАЛЬНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ВЕЩЕСТВЕННОГО СОСТАВАИ ТИПОВ ПОРОД ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Методика и техника отбора образцов горных породиз продуктивных отложений

Образцы горных пород при роторном и турбинном бурении отбирают пр; средством колонковых долот. Этот способ позволяет извлекать образцы, не нарушая последовательности залегания пород, в неразрушенном состояний. Колонковые долота обеспечивают разбуривание забоя по кольцу, при этой внутри сохраняется целик породы — керн. Высокоэффективны для отбора керна колонковые снаряды «Недра» с бурильными головками различных типов, в устройство которых в последнее время внесен ряд усовершенствований (Б. П. Максименко и др., 1974).

После извлечения керна из грунтоноса его очищают от глинистого раствора и укладывают в ящики с перегородками таким образом, чтобы сохранить последовательность залегания, указывая на специальных этикетках верх и низ каждого интервала отбора керна. Отколовшиеся куски керна совмещают по плоскостям раскола. Рыхлый материал обертывают в бумагу и размещают в ящике в последовательности залегания. Этикетки, прилагаемые к верхней и нижней частям интервала, должны включать следующие данные: 1) площадь, на которой проводилось бурение; 2) номер скважины; 3) дату отбора; 4) интервал отбора, м; 5) выход керна (в м и % к длине интервала); 6) номер образца; .7) литологическое описание породы.

Колонковыми долотами удается поднять керн длиной от 40 до 90 % длины пройденного интервала.

Если керн почему-либо не удалось поднять, но геофизические данные свидетельствуют о возможной газонефтеносности пород, можно воспользоваться боковым грунтоносом, допускающим отбор керна в любом пробуренном интервале. Недостатками этого метода являются небольшая длина и диаметр извлекаемых образцов, что затрудняет определение угла падения пород.

Особый интерес представляют методы отбора керна, при которых он максимально сохраняет особенности, свойственные ему в пластовых условиях (в первую очередь имеется, в виду нефтегазонасыщенность пород). С этой целью успешно используется снаряд КС-2 [Атякин А. К., Ягодкин В. В., 1963 г.; Атякин А. К; Литвинов Н. Н., Ягодкин В. В., 1962 г.]. Для подъема пород с минимальными потерями . нефти применяют также специальные Промывочные жидкости, к которым относятся известково-битумные смеси и инвертные нефильтрующиеся эмульсии.

В том случае, если интересующие отложения где-либо в районе работ, залегают на небольших глубинах и образуют выходы на поверхность, необходимо отобрать и исследовать их образцы. При этом необходимо под-.’ робно описать и вычертить разрез всего обнажения, определить элементы залегания пород, замерить мощность каждого прослоя. Этот материал позволит откорректировать построения, выполненные на основе изучения керна, поскольку в обнажении представлен материал всех пород, в том числе и рыхлых, которые могут быть разрушены при извлечении керна, а также проследить фациальные изменения отложений, если обнажение расположено на значительном расстоянии от скважин.

Образцы рыхлых пород, которые не удается поднять в виде керна, могут изучаться посредством отбора шлама.

Изучение, вещественного состава, текстур,структур и структуры пустотного пространствапродуктивных терригенных пород

Минеральный состав пород наряду со структурными характеристиками играет известную роль в определении фильтрационных свойств коллекторов, а поскольку от него зависит прочность скелета породы — ив сохранении емкостно-фильтрационных свойств при повышении пластового давления при разработке.

На стадиях подсчета запасов, проектирования разработки и промышленного освоения нефтяных и газовых месторождений необходима детальная характеристика вещественного состава и структурных особенностей не только пород-коллекторов, но и всех горных пород, слагающих продуктивную толщу. Это вызывается необходимостью получения четкой информации о характере неоднородности продуктивных горизонтов, а также о закономерностях изменения емкостных и фильтрационных свойств пород-коллекторов в пределах залежи. В частности, большое значение имеет изучение глинистых пачек для оценки их изолирующей способности. Особо важна эта информация при освоении многопластовых месторождений и выделении эксплуатационных объектов.

Основные задачи изучения продуктивных терригенных отложений

Изучение пород-коллекторов предполагает в первую очередь их типизацию на основе литологических и коллекторских характеристик, которая облегчает прослеживание по разрезу и площади закономерностей изменения их емкостных и фильтрационных свойств.

Особое внимание должно уделяться определению минерального состава скелета породы и ее цемента, а также выяснению типа цементации. Глинистые цементы даже при малом содержании в их составе подверженных разбуханию в воде минералов могут вызвать серьезные затруднения при разработке месторождения с применением заводнения. Тип цементации оказывает определенное влияние на конфигурацию пустотного пространства, характер и степень его извилистости. Изучение минерального состава обломочного материала в песчаных породах-коллекторах необходимо для оценки прочности скелета. Значительное содержание выветрелых зерен полевых шпатов может вызывать разрушение скелета в обстановке повышенного давления при закачке воды и соответственно ухудшать приемистость скважин. Информация о содержании карбонатного цемента имеет особое значение для определения эффективности, применения кислотных обработок.

В результате изучения вещественного состава терригенных пород-коллекторов должны быть получены следующие данные: 1) гранулометрическая характеристика песчано-алевритовых пластов, изменение ее по площади залежи (в результате обобщения данных по всем скважинам, из которых имеется керн); 2) общее содержание цементирующих компонентов (карбонатных, глинистых и др.),, доля карбонатных минералов в цементе; 3) минеральная природа глинистого вещества в цементе коллекторов, доля в нем подверженных разбуханию минералов; 4) изоляционные свойства глинистых пачек-покрышек в зависимости от их выдержанности по простиранию, а также от мощности и минерального состава слагающего их глинистого вещества; 5) степень развития постседиментационных изменений в структуре и минеральном составе пород-коллекторов, различия в ее величинах в пределах контура нефтеносности и в законтурной области.

Изучение вещественного состава и структуры пород осуществляется в Два этапа: первый — макроскопическое описание керна, которое необходимо производить непосредственно после его подъема на поверхность; второй — изучение микроструктур и вещественного состава пород в прозрачных шлифах под микроскопом, а также комплекс специальных исследований, который осуществляется позднее, поскольку для него требуются лабораторное оборудование и специальная подготовка анализируемого материала.

Изучение вещественного состава, текстур и структур горных пород

Макроскопическое изучение

Макроскопическому описанию должен подвергаться весь поднятый керн. Детальные же петрографические и геохимические исследования желательно выполнять в значительном объеме лишь для наиболее полных в стратиграфическом отношении разрезов, при обобщении материала играющих роль опорных. Если в пределах месторождения литологический состав рассматриваемой толщи существенно меняется, необходимо дать достаточно детальную характеристику каждому типу разреза. Если мы имеем дело с залежью структурного типа, желательно располагать характеристиками разрезов продуктивной толщи в области вершины поднятия, а также на крыльях структуры, поскольку при конседиментационном ее формировании характеры разрезов могут быть в этих случаях различными.

Во всех остальных разрезах скважин детальные литологические исследования керна можно производить избирательно для решения конкретных задач или характеристики отдельных частей разреза. Исключением должны быть исследования коллекторских свойств, которые желательно выполнять для наибольшего числа образцов пород.

Макроскопическое изучение включает описание текстуры пород (с использованием лупы), т. е. распространение и расположение в пространстве слагающих породы компонентов. Изучение текстур в терригенных отложениях направлено в первую очередь на, определение характера их слоистости и выявление ритмичности в строении разреза. Знание ритмичности позволяет составить ясное представление о строении толщи и вместе с тем дает ценный материал для корреляции разрезов, если эти данные удается успешно увязать с геофизическими характеристиками разреза.

Принято выделять текстуры поверхности напластования и текстуры вну- трипластовые. Текстуры поверхности напластования весьма разнообразны и имеют как абиогенное, так и биогенное происхождение; они могут широко использоваться при палеогеографических реконструкциях, но их скрупулезное изучение при решении практических задач малоэффективно. Следует лишь обращать особое внимание на признаки локальных размывов — врезание вышележащих, литологически отличных слоев в нижележащие с образованием неровнозубчатой границы и присутствие обломков и галек подстилающих пород в вышележащих отложениях.

Среди внутрипластовых текстур выделяются: 1) образованные слоистостью; 2) сформировавшиеся в результате жизнедеятельности организмов;

3) текстуры взмучивания и подводного оползания осадков.

Терригенные толщи состоят всегда из слоев и слойков различных мощностей и составов, что объясняется неравномерностью во времени и прерывистостью процессов осадкообразования, обусловленного как сезонно-климатическими, так и тектоническими факторами.

Обычно различают четыре типа слоистости: горизонтальную, волнистую, волнисто-косую и косую.

Горизонтальная слоистость — чередование слоев и слойков, параллельных друг другу и плоскости напластования. Она формируется в относительно спокойных обстановках в бассейнах морского и озерного типов.

Волнистая слоистость характеризуется наличием серий слойков, имеющих выпукло-вогнутую форму; в разрезе это создает картину волны или полуволны, различают пологоволнистую (при небольшом отклонении от горизонтальной линии), линзовидную и мульдообразную (если развита лишь вогнутая часть волны), слоистости.

Волнисто-косая слоистость характеризуется наличием волнистых поверхностей в основании серийных швов, слойки же серий расположены косо по отношению к серийным швам или к границам кровли и подошвы пластов.

Косая слоистость формируется в речных отложениях, а также в зонах морских течений. В морских обстановках ей присущи (в продольном сечении) преимущественно прямолинейные слойки с наклоном в направлении течения. Иногда косослоистые серии срезают друг друга.

В нефтесодержащих терригенных толщах наиболее распространена мелкая пологоволнистая слоистость, подчеркнутая глинистыми прослойками среди песчано-алевритового материала. '

При описании слоистости необходимо определять мощность отдельных . слоев, т. е. расстояние между двумя плоскостями напластования, выделяя микрослоистые (мощность менее 0,2 мм), тонкослоистые (0,2 мм — 2 см), среднеслоистые (2—10 см), крупнослоистые (10—50 см) и массивные (более 50 см). .

■ ■ По типам слоистости зачастую удается успешно коррелировать разрезы продуктивных толщ, поэтому необходимо обеспечить тщательное макроско- -пическое описание керна сразу после его подъема до начала отбора образцов на лабораторные исследования, чтобы не были пропущены при описании текстур те или иные характерные пласты или прослойки, которые могут быть использованы в качестве реперов при детальной корреляции разрезов. При . первичном изучении керна должны быть замерены элементы залегания пород, определены углы залегания как слоев (пластов), так и входящих в их состав слойков.

Кроме характеристики текстур при макроскопическом изучении керна должны быть предварительно исследованы структура пород и их вещественный состав. Под структурой понимаются особенности строения горной по- ■ роды, обусловленные величиной, формой и взаимными соотношениями ее компонентов; для терригенных пород — это характеристика слагающих их обломочных зерен (размеры^ форма) и характер их укладки в составе породы, а также содержание цемента и тип цементации.

Одним из основных признаков при описании структуры терригенной по- роды является размерность зерен, слагающих ее каркас. Практически на этом основывается и вся номенклатура пород (алевролиты — породы с преобладанием зерен с диаметром от 0,01 до 0,10 мм; песчаники мелкозернистые— от 0,10 до 0,25 мм; среднезернистые — от 0,25 до 0,50 мм в диаметре; крупнозернистые — от 0,5 до 1,0 мм; грубозернистые — от 1,0 до 2,0 мм) (табл. 1). . .

Порода должна быть определена на стадии макроскопического описания. Также должен быть (в первом приближении) охарактеризован и вещественный состав пород, т. е. установлено, является ли песчаник мономинеральным (обычно кварцевым), олигомиктовым (состоящим в основном из двух минералов) или полимиктовым (состоящим из нескольких видов минеральных зерен или зерен недезагрегировавшейся породы). В первом приближении должна быть установлена минеральная природа цементирующего вещества ^глинистое, карбонатное, железистое и др.). Кроме того, порода должна быть описана; определены окраска, прочность, твердость, характер излома, наличие конкреций того или иного состава, присутствие органических остатков, а также иные возможные специфические особенности.

Особое внимание следует уделять конкрециям, так как их присутствие в отдельных слоях и вещественный состав могут зачастую хорошо использоваться при детальной корреляции разрезов.

На материале макроскопического описания керна необходимо вычертить разрез скважины, одновременно сопоставляя его с каротажной диаграммой. В результате этого уточняются глубина залегания каждого слоя и его мощность. ■

Микроскопическое изучение "

Оно включает в основном исследование пород в прозрачных шлифах на поляризационном микроскопе. Для песчано-алевритовых пород необходимо определять: 1) минеральный состав обломочного материала, слагающего кар

Классификация обломочных и глинистых пород по размерам обломков

Размеры обломков, мм

Наименование обломков

Группы пород

Рыхлые породы

Сцементированные породы

сложены окатанными обломками

сложенные угловатыми обломками

сложенные окатанными обломками

сложенные угловатыми обломками

>1000

Глыбы

Крупнообломочная (псефиты)

Глыбы

Глыбовые брекчии

1000—500 500-250 250—100

Валуны, стломы

Валунник — крупный, средний, мелкий

Отломник — крупный, средний, мелкий

Валунные конгломераты — крупно-, средне-, мелковалунные

Брекчии — крупно-, средне-, мел- коотломные

100—50

50—25

w25—10

Галька, щебень

Галечник — крупный, средний, мелкий

Щебень — крупный, средний, мелкий

Конгломераты — крупно-, средне-, мелкогалечные

Брекчии — крупно-, средне-, мелкощебневые

10—5

5—2,5

2,5—1

Гравий, дресва

Гравий — крупный, средний, мелкий

Дресва — крупная, средняя, мелкая

Гравелиты — крупно-, средне-, мелкогравийные

Дресвяники —- крупно-, средне-, мелкодресвяные

1-0,5 0,5-0,25 0,25-0,1

Песок

Мелко- обломочная

Пески (псаммиты)

Песок — крупный, средний, мелкий

Песчаники — крупно-, средне-, мелкозернистые

0,1—0,05

0,05—0,01

Алеврит

Алевриты

Алевриты — крупные, мелкие

Алевролиты — крупно-, мелкоалевритовые

0,01—0,001

<0,001

Пелит

Глинистые породы

Елины — крупнопелитовые (крупнодисперсные) тонкопелитовые (тонкодисперсные)

Уплотненные глины, аргиллиты

Классификация осадочных обломочных

Группы пород

Основные группы ' по вещественному составу кластического материала

Наиболее распространенные разновидности ho вещественному составу кластического материала

1

2

3

Псефиты — галечник, щебень (конгломерат, брекчия), гравий, дресва (гравелит, дрес- вяник)

1. Монопетрокла- стические

Мономинераль- ные

Кварцевые, кремнистые, фосфоритовые, гранитные и др.

Кварцевые

II. Олигомиктовые

Кварцито-кремнистые, крем- нисто-карбонатные и др.

Полимиктовые

Полипетро- кластические

Полиминера- лопетроклас- тические

Полипетрокластические конгломераты, гравелиты, и другие кластические породы, состоящие из обломков различных горных пород (изверженных, осадочных метаморфических)

Такие же конгломераты, гравелиты из обломков различных горных пород, но с примесью зерен минералов гравийной размерности

Псаммиты — песок (песчаник)

1.1. Монопетро- кластические

2. Мономинераль- ные

Известняковые (доломитовые) и др.)

Кварцевые, слюдистые, магнетитовые и др.

Олигомиктовые 1. Минералопет- рокластичес- кие

2. Олигомине- ральные

Полимиктовые 1. Полимине- ралопетроклас- тические (собственно полимиктовые)

Кварц-кварцитовые, кварцево-известняковые (доломитовые)

Полевошпат-кварцевые, кварц- полевошпатовые, глауконит- кварцевые, слюдисто-кварцевые и др.

Полимиктовые песчаники, состоящие из обломков различных пород: изверженных, осадочных, метаморфических и в подчиненном количестве — зерен различных минералов, главным образом кварца; граувакки, состоящие из зерен минералов и обломков основных изверженных пород, преимущественно эффузи- вов, в подчиненном количестве— обломков других пород и зерен минералов

пород по вещественному составу

Типы цемента (для сцементированных пород)

Состав запол-

по количественному соотношению с обломками

по характеру взаимодействия с обломками

по структуре

по вещественному составу

няющего вещества (алевритовых и песчаных зерен)

4

5

6

7

8

Базальный

Поровый

Смешанный (порово-корковый)

Корковый

Коррозионный

Кристалличес- кизернистый, пелитовый, крустифика- ционный

Глинистый, карбонатный, кальцитовый, доломитовый железистый, халцедоновый

Кварц, полевые шпаты, обломки различных пород

Базальный

Поровый

Соприкосновения 4. Смешанный (порово-корковый)

5. Корковый

а. Регенерационный б. Коррозионный

А. Аморфный Б. Пелитоморфный В. Пелитовый Г. Кристалли- ческизернис- тый

Кварцевый (а), полевошпатовый (а), глинистый-гидро- слюдистый, каоли- нитовый и др. (1, 2, 3, 5, В), хлоритовый (1, 5, Е, б), опаловый (1, 5, А, Е, б), халцедоновый (2, Е)

Д. Пойкило- кластический Е. Крустифи- кационный

Карбонатный (1,2, Б, Г, Д, Е, б), желе-, зистый (1, 2, 3, А, б) гипсовый (1,2, Г, Д), ангидритовый (1,Г), цеолитовый (1, Г), фосфоритовый (1, 3, А)

1

2

3

2. Полимине- ральные

Аркозыпреимущественно

полевошпатово-кварцевого состава — продукты разрушения кислых интрузивных пород; слю- дисто-глауконит-полевошпат- кварцевые и др.

Алеврит (алевролит)

Мономинераль- ные

Олигоминераль- ные

Полиминераль- ные

Кварцевые

Полевошпат-кварцевые, слюдисто-кварцевые,глауконит-

кварцевые и др.

Слюдисто-полевошпат-кварце- вые,полевошпат-глауконит-

кварцевые, глауконит-слюдис- то-полевошпат-кварцевые, хло- рит-слюдисто-глауконит-полево- шпат-кварцевые и др.

Примечания. 1. Последовательность написания минералов (обломков пород) щий компонент).

Цифры и буквы в графе 7 указывают на тип цемента, а в некоторых случаях — кас породы; 2) размеры (гранулометрическая характеристика) и форму (ока- танность) слагающих его зерен; 3) характер (и протяженность) контактов между зернами; 4) размеры и конфигурацию пустот (пор) — расширений и пережимов; 5) минеральную природу цементирующего вещества, его долю в массе породы и тип цементации.

Особое внимание следует уделять гранулометрической характеристике пород, так как размеры зерен весьма существенно влияют на формирование и сохранение в обстановках погружения коллекторских свойств пород. Желательно, чтобы параллельно проводились гранулометрический анализ седиментационным методом и подсчет в шлифах содержания фракций обломочных зерен. Это позволит скорректировать возможные погрешности, обусловленные разрушением зерен при дезагрегации анализируемой породы.

Результаты изучения минерального состава обломочных зерен, слагающих основной каркас породы, желательно представить в виде процентных содержаний каждого минерала, поскольку постседиментационные изменения в существенно кварцевых и полимиктовых породах-коллекторах протекают неодинаково, что обусловливает различия в характеристиках пустотного пространства и условиях извлечения нефти.

В результате исследования гранулометрического и вещественного составов пород следует с возможной детальностью провести их типизацию, привлекая данные о коллекторских свойствах, что облегчает дальнейшее обобщение материала. При выделении типов пород удобно пользоваться терминологией, применяемой в классификациях обломочных пород по гранулометрическому и вещественному составам (табл. 1 и 2) из «Атласа текстур и структур осадочных горных пород» (1962 г.).

Продолжение табл. 2

4

5

6

7

8

Базальный

Соприкосновения 3. Смешанный (порово-корковый)

Корковый

а. Регенерационный б. Коррозионный

А. Аморфный Б. Пелито- Морфный

В. Пелитовый

Г. Кристаллически зернистый

Д. Пойкило- класти- ческий

Е. Крустифи- кационный

Кварцевый (а), глинистый, гидро- слюдистый и др. (1, 2, 4, В, Е), хлоритовый (1, Е, б), опаловый (1, А, Е, б), карбонатный (1, 2, Б, Г, Д, Е, б), гипсовый (1, Г, Д), железис- стый (1, А, Б, Е, б)

в названии породы принята в порядке возрастания (в конце названия дан преобладаю- на связь данного типа цемента с его определенным минеральным составом.

Если минеральный состав обломочного материала песчано-алевритовых пород, образующего скелет породы (кварц, полевые шпаты, недезагрегирован- ные обломки пород, слюды и др.), определяется довольно легко, то состав цементирующего вещества в .шлифе можно точно диагностировать только в том случае, если оно имеет карбонатную природу (кальцит, доломит); если же цемент глинистый, то точно определить его минеральный состав (глинистое вещество обычно полиминерально) в шлифе чрезвычайно трудно. Общее содержание карбонатного цемента определяют путем обработки породы раствором соляной кислоты.

Для точной минералогической диагностики глинистых цементов следует прибегнуть к. рентгенографическому анализу, позволяющему дать точное качественное определение всего комплекса глинистых минералов. Наиболее удобны исследования на дифрактометре. Одновременно желательно определить катионную обменную емкость глинистого вещества, для того чтобы оценить возможность разбухания глинистых цементов в условиях разработки месторождений с применением заводнения. Для этой цели можно воспользоваться несколько видоизмененным методом Робертсона и Уорда с применением метиленового голубого. Можно также провести исследования на электронном микроскопе, причем более эффективно применение растровой микроскопии, позволяющей получить представление о соотношении отдельных компонентов терригенной породы (минералов, слагающих ее скелет и цемент) в структуре.

Для решения этих задач можно с успехом применять также термографический анализ, позволяющий оценить количественно содержание отдельных глинистых минералов в составе тонкодисперсной части пород. Наиболее эффективно при этом использование дериватографа — прибора венгерского производства, автоматически производящего запись четырех кривых, отражающих изменение при нагреве минерального состава и структуры исследуе-

мого материала. Наиболее информативна кривая, регистрирующая изменение массы пробы в связи с выделением воды или СО2. Термографические приборы описаны В. П. Ивановой (1966 г.).

После гранулометрического анализа седиментационным методом обязательно изучение минерального состава выделенных фракций под бинокуляром и микроскопом.

Первой процедурой, проводимой при гранулометрическом анализе, является обычно обработка образца раствором 10%-ной соляной кислоты, позволяющая установить точное содержание карбонатов, зачастую образующих цемент породы.

Если в породе (при макроскопическом описании или изучении в прозрачных шлифах) установлено обилие пирита, определяется его содержание посредством обработки образца азотной кислотой.

Фракции обломочного материала с размерами зерен 0,25—0,01 мм разделяют тяжелыми жидкостями (лучше всего жидкость Туле) для выделения минералов-акцессориев, которые могут быть использованы при корреляции разрезов (см. гл. III).

Минеральный состав легкой части этих фракций изучают под бинокуляром и микроскопом. В результате получают данные о процентном содержании основных минеральных компонентов скелета: кварца, полевых шпатов и недезагрегировавшихся до мономинеральных зерен обломков различных горных пород.

Суммарное число подсчитываемых в каждой фракции зерен должно быть во всех случаях не ниже 200—300 (кроме наиболее крупных фракций, для анализа которых достаточно нескольких зерен).

Изучение структуры пустотного пространства терригенныхпород-коллекторов

Важнейшим фактором, определяющим объемы и конфигурацию пустотного пространства у терригенных пород-коллекторов, является их цементация. При определении типов цементов удобно воспользоваться их классификацией, предложенной Н. В. Смирновой и В. П. Якушевым (1969 г.). Согласно этой классификации, все цементы делятся на две группы: равномерные и неравномерные, причем среди неравномерных выделяются две подгруппы — смешанные и сгустковые. Среди равномерных групп цементации выделяются четыре типа: пленочный, контактовый, поровый и базальный. Два первых обычно содержатся в породе в небольших количествах, составляя до 5—10 % объема породы. Цемент порового типа значительно снижает емкостные характеристики породы, а базальный тип свойствен вообще не- коллекторам. Неравномерные смешанные цементы, среди которых упомянутые авторы выделяют 12 типов, представляют собой различные комбинации пленочного, порового и базального цементов.

Среди неравномерных сгустковых цементов, согласно этой классификации, выделяются девять типов. Все они характеризуются неравномерностью распределения в породе, отсутствием цементации в отдельных участках.

Оценка характера цементации должна непременно сопровождаться ее количественной оценкой путем подсчета в прозрачных шлифах. Для петрографического изучения пустотного пространства и характера цементации пород шлифы изготовляют на окрашенной смоле (бакелит), что позволяет уверенно различать заполненные ими поры. Удобный вариант технического осуществления замера размеров пустот предложил В. А. Регуш. Он состоит в использовании микрофотографий прозрачных шлифов пород, выполненных с определенным увеличением (практически наиболее удобно с этой целью пользоваться увеличением X 100).

■ Приступая к характеристике пустотного пространства, необходимо исходить из определенной дифференциации его по форме. В. А. Регуш (1967 г.) выделилдве группы пустот: расширения и пережимы. Расширения в той или иной степени приближаются в сечениях к изометричным фигурам и ограничены несколькими (в сечениях не менее трех) зернами. Пережимы ограничены в наблюдаемых срезах лишь двумя зернами и имеют облик канальцев. Пережимы обычно соединяют расширения или переходят в них при продолжении. ..

В. А. Регуш предложил при изучении пустотного пространства по фотоизображениям пользоваться прозрачной накладкой, на которую нанесены окружности разного диаметра. Размер расширений определяется диаметром наибольшей вписанной в них окружности. Размер пережима находится по наименьшему расстоянию в сечении между двумя ограничивающими его зернами. При обобщении материала необходимо группировать полученные замеры в несколько размерных интервалов. Удобный интервал для наиболее распространенного типа терригенных коллекторов — мелкозернистого песчаника — 10 мкм..

По накопленным замерам строят две кривые распределения размеров расширений и пережимов. На оси абсцисс откладывают размеры диаметров вписанных в расширения окружностей и ширину пережимов, а на оси ординат — процентную долю каждого размерного интервала. Эти кривые. пересекаются. Абсцисса точки пересечения может использоваться как условный диаметр пустот данной породы. На основе этого метода помимо размеров пустот можно относительно оценить степень разветвленности поровых каналов (по отношению чисел пережимов и расширений) и их сообщаемость (по отношению сумм всех размеров пережимов и расширений). При изучении микроструктуры в шлифах можно также найти общий объем пустот путем наложения на фотоизображение сетки и подсчета процентного числа ее узлов, приходящихся на пустоты.

Данный метод исследования позволяет также дать характеристику цементам породы, чему способствует, в частности, подверженность глинистых цементов прокрашиванию родамином, который глинистые минералы, слагающие цемент, адсорбируют из бакелита.

Метод позволяет количественно оценить уменьшение пустотного пространства, обусловленное вторичной цементацией (в диагенетическую или эпигенетическую стадии существования породы), в частности, путем регенерации кварца.

Изучение вещественного состава текстур,структур и структуры пустотного пространствапродуктивных карбонатных пород ■

Карбонатные породы существенно отличаются от терригенных особенностями формирования и, как следствие, вещественным составом, текстурами, структурами и структурой пустотного пространства.

Среди многих факторов, наиболее заметно влияющих на формирование карбонатных пород, в первую очередь следует отметить значительное разнообразие способов образования карбонатного вещества и его относительно высокую растворимость.

Преобладание биогенного, биохемогенного и хемогенного способов образования карбонатного материала над кластогенным, который является подавляющим при терригенном осадкообразовании, обусловливает соответственно большее разнообразие текстур и структур карбонатных пород.

Повышенная растворимость карбонатного материала существенно влияет на формирование карбонатных пород на всех стадиях литогенеза. Однако особое значение это свойство карбонатного вещества имеет в постседиментационный период, когда растворению подвергаются отдельные участки и фрагменты литифицированных карбонатных пород. При этом может образовываться разнообразный в генетическом и морфологическом отношении ком-

плекс пустот, определяющий сложный характер структуры пустотного пространства и в конечном счете сложный характер нефтенасыщения карбонатных пород. Интенсивность процесса растворения и его направленность в значительной степени зависят от вещественного состава и структурно-текстурных особенностей карбонатных пород.

Таким образом, изучение вещественного состава, текстур, структур и структуры пустотного пространства карбонатных пород для нефтепромыслового геолога — не самоцель, а важный и обязательный этап в оценке потенциальной нефтеносности или характера нефтенасыщения в пределах конкретного объема карбонатных пород.

Изучение вещественного состава карбонатных пород

В отличие от терригенных карбонатные продуктивные породы сложены более ограниченным комплексом минералов, представленных в основной массе кальцитом и доломитом. В зависимости от содержания этих минералов соответственно выделяются известняки и доломиты, а также породы ряда известняк — доломит, в которых кальцит и доломит могут находиться в сложном количественном взаимоотношении.

Помимо указанных минералов в карбонатных породах чаще всего в виде примесей присутствуют такие карбонатные минералы, как магнезит и анкерит.

Наряду с карбонатными минералами в продуктивных карбонатных породах в переменных количествах нередко могут присутствовать ангидрит, гипс, галит, глинистые и другие минералы.

Макроскопическое изучение

Предварительное представление о составе продуктивных карбонатных пород необходимо составить при их макроскопическом изучении. Характерный облик и физические свойства (цвет, твердость, форма кристаллов и т. п.) известняков и доломитов позволяют отличать их от ассоциирующих с ними минералов и пород таких, как гипсы, ангидриты, каменная соль, глины и си- лициты. Значительно большие трудности обычно вызывает разграничение известняков и доломитов и особенно выделение типов в ряду известняк — доломит. Основной способ разделения этих пород — обработка 5—10%-ной соляной кислотой.

Наиболее бурно реакция (вскипание) протекает в известняках и доломи- тистых известняках. Доломиты практически не реагируют на холодный раствор соляной кислоты. При достаточном практическом навыке по интенсивности вскипания удается диагностировать карбонатные породы и с известной долей приближения относить их к одному из типов пород ряда известняк — доломит, по крайней мере в соответствии с классификацией С. Г. Вишнякова (1933 г.).

Обработку соляной кислотой нужно проводить на хорошо отмытом керне, в противном случае порошковатая корка на его поверхности, образующаяся за счет выветривания или налипания глинистого раствора, может дать реакцию вскипания даже на доломите. Для осуществления реакции достаточно с помощью пипетки оставить сплошной след раствора соляной кислоты на поверхности керна, лучше параллельно его оси.

По интенсивности вскипания вдоль всего следа можно получить представление не только о вещественном составе породы, но и о характере распределения в ней кальцита и доломита, т. е. о текстурных особенностях карбо-

натной породы. Реакция известняков с раствором соляной кислоты часто позволяет судить также о наличии глинистой примесй. Обычно ее присутствие проявляется, в заметном загустении пены и образовании после завершения . реакции глинистого осадка.

Микроскопическое изучение

Представления о вещественном составе карбонатных пород могут быть существенно уточнены при их микроскопическом изучении. Обычно под микроскопом в прозрачных шлифах исследователь, имея определенный опыт, в большинстве случаев по наблюдаемым структурам достаточно уверенно диагностирует известняки и доломиты. Однако во избежание ошибок, особенно в породах сложного состава, необходимо перед просмотром их в шлифах под микроскопом произвести окрашивание. Для этих целей весьма удобны шлифы, изготовленные без покровных стекол. В настоящее время известно свыше 20 различных реакций окрашивания, позволяющих диагностировать все известные в карбонатных породах карбонатные минералы.

Наиболее полное представление об известных на сегодняшний день методиках окрашивания карбонатных минералов можно получить из работы [Уолф К. X., Истон А. Дж., Уорн С., 1971]. Следует обратить внимание на окрашивание карбонатных минералов в шлифах ализарином красным по методу И. Митчелла (1956 г.). Этот метод для различения наиболее распространенных в карбонатных породах кальцита и доломита весьма прост, и поэтому он получил широкое распространение. На часть поверхности шлифа карбонатной породы пипеткой наносят раствор красного ализарина (0,1 г) и выдерживают около 2 мин при комнатной температуре. Затем шлиф промывают холодной дистиллированной водой и высушивают в обычных условиях. В обработанном таким образом шлифе кальцит окрашивается в красный цвет, а доломит не окрашивается.

Довольно хорошо под микроскопом в карбонатных породах фиксируется примесь глинистого вещества, которое присутствует обычно в виде примазок желтовато-бурого, светло-коричневого и светло-зеленого цветов.

Помимо макроскопического и микроскопического изучения вещественного состава карбонатных пород существует много других лабораторных методов их исследования. Хотя этими методами занимаются экспериментаторы со специальной подготовкой, тем не менее по мере надобности промысловый геолог должен использовать их в. своей работе. Методическая сторона этих экспериментальных исследований описана в специальной литературе, здесь излагаются сущность и возможности каждого метода.

Выделение нерастворимого остатка (НО). В лабораторных условиях получают различными методами нерастворимый в различных кислотах остаток. Обычно НО представлен глинистыми и кремнистыми минералами, глауконитом, органическим веществом, тяжелыми минералами и др. Минералы НО определяют под бинокуляром и под микроскопом в иммерсионных жидкостях. При необходимости проводят полный химический анализ НО для выделения главных компонентов. Для этого используют различные методики [Залманзон Э. С., 1957 г.; Уолф К. Х-, Истон А. Дж., Уорн С„ 1971].

С выделения НО начинается химический анализ карбонатных пород. Чаще всего используют экспресс-метод, при котором помимо НО определяют содержания окислов кальция и магния, а затем рассчитывают содержание СО2. В редких случаях используют полный химический анализ. Методика такого анализа для известняков приведена в работе Ф. Дж. Норта (1930 г.). Ценность химического анализа заключается в том, что он с большей точностью, в сравнении с другими видами анализов, позволяет количественно оценить вещественный состав карбонатных пород.

Термический анализ. Хорошие результаты по диагностированию отдельных карбонатных минералов, особенно в мономинеральных породах, получаются при изучении их с помощью термического анализа. На специальных установках можно проводить дифференциальный термический анализ (ДТА) и дифференциальный термогравиметрический анализ (ДТГ). В результате

ДТА получают термограмму, на которой отражены эндо- и экзотермические эффекты при фиксируемой скорости нагревания. ДТГ позволяет получить термограмму, на которой регистрируется изменение массы образца при его нагревании с постоянной скоростью.

На установке «Дериватограф* (Венгрия), работающей в автоматическом режиме, можно одновременно записывать четыре термограммы: ДТА, ДТГ, ТГ и Т. ТГ — термогравиметрическая характеристика, отражающая потерю массы при изменении температуры от минимальной до максимальной в данном опыте; Т — температурная характеристика, отражающая изменение температуры от начала до конца эксперимента, но не зависящая от эндо- и экзотермических эффектов данного образца. Комплексная интерпретация указанных выше термограмм по наличию эндо- и экзотермических эффектов позволяет диагностировать присутствующие вх образце минералы, устанавливать потери массы вещества при термических эффектах, устанавливать температуру начала и конца потери массы вещества и, наконец, количественно интерпретировать все термические процессы, связанные с выделением газообразных продуктов из образца.

Рентгенодифрактометрический анализ. Рентгенограммы, полученные на установках, работающих в автоматическом режиме, позволяют диагностировать все минералы, содержащиеся в образце карбонатной породы. Диагностирование минералов на полученной рентгенограмме проводится путем сопоставления ее с эталонными рентгенограммами. Кроме того, данные по определению карбонатных минералов приводятся в ряде работ советских исследователей [Толмачев, 1955 г.; Михеев, 1957 г.; Миркин, 1961 г.].

Изучение текстур, структур и структуры пустотногопространства карбонатных пород

Разграничение текстур и структур, особенно в карбонатных породах, часто довольно условно и в значительной степени зависит от масштабов объекта наблюдения. Так, оолитовое строение можно рассматривать и как структуру, и как текстуру [Швецов М. С., 1958 г.]. Породы, состоящие из оолитовых зерен, т. е. элементов определенной формы и размеров, обладают оолитовой структурой, С другой стороны, сами оолиты имеют свое особое строение, характеризующееся определенным концентрическим расположением слагающих их зерен, что, по существу, является текстурным признаком породы.

Общепринятым является представление о том, что пустоты и пустотное пространство в наибольшей степени представляют собой текстурную характеристику породы. Это в какой-то степени условно. Действительно, пустотное пространство карбонатных пород во многом определяется взаиморасположением слагающих их компонентов. Однако внутреннее строение и размеры пустот в значительной степени зависят от структуры пород, т. е, от морфологии и размеров представленных в них компонентов. Последнее обстоятельство подтверждается наличием реликтово-отрицательных структур, образующихся в результате выщелачивания каких-либо определенных компонентов породы, например остатков фораминифер, брахиопод и др.

Таким образом, пустотное пространство зависит от текстуры и структуры карбонатных пород, и, следовательно, текстурным признаком породы оно. может считаться условно.

Наиболее важным периодом в геологической истории карбонатных пород, в который в основном закладываются тестуры и структуры, следует считать стадию седиментогенеза. Здесь следует обратить внимание на три типа седи- ментогенеза: нормальный, стереофитический и эндоседиментогенез [Марь- енко Ю. И., 1978], существенно отличающиеся друг от друга структурно-текстурными особенностями карбонатных образований.

На всех последующих стадиях продукты всех трех типов седиментогенеза испытывают устойчивую тенденцию к изменениям и превращениям, которые выражаются в структурах и текстурах карбонатных пород.

Таким образом, выделение типов текстур и структур в карбонатных породах позволяет не только выявить те изменения и превращения, которые • испытывала порода на протяжении своей геологической истории, но и зачастую установить тип седиментогенеза. Выяснение типа седнментогенеза представляет для нефтепромыслового геолога большой практический интерес, оно раскрывает потенциальные возможности различных типов карбонатных пород в отношении их нефтегазоносности [Марьенко Ю. И., 1978].

Перспективны для формирования коллекторов и, следовательно, перспективны на нефть и газ стереофитйческие образования, тогда как породы, пережившие нормальный седиментогенез, соответственно малоперспективны. При этом наибольшие перспективы среди стереофитических образований следует связывать с собственно стереофитическими породами.

Изучение текстур

В результате изучения текстур карбонатных пород исследователь может составить представление об особенностях формирования данной породы на всех этапах ее геологической истории. Кроме того, с текстурными особенностями карбонатных пород ассоциирует общая направленность протекающих в них процессов формирования пустотного пространства и, следовательно, закономерности нефтегазонасыщения пород.

Основные типы текстур карбонатных пород приведены в предложенной нами классификации (табл. 3) [Марьенко Ю. И., 1978], в которой систематизированы основные типы текстур карбонатных пород, описанных Е. В. Дмитриевой, В. Л. Либровичем и Г. И. Ершовой (1969 г.).

Наиболее существенную информацию о текстурах карбонатных пород обычно удается получить уже в процессе макроскопического изучения керна. При этом особенно хорошо наблюдать текстуры в пришлифовках.

В процессе наблюдения над текстурами карбонатных пород возможна оценка последних в аспекте их потенциальной нефтеносности. Наиболее перспективные, собственно стереофитические образования характеризуются чаще всего массивной, пятнистой, пористой и кавернозной текстурами, тогда как для малоперспективных пород, возникающих в условиях нормального седиментогенеза, наиболее типичны разнообразные первичнослоистые текстуры.

Особого внимания исследователя заслуживают текстуры, указывающие на биогенную природу карбонатных пород. С породами биогенного, в первую очередь рифогенного, происхождения часто ассоциируют залежи нефти и газа.

Поэтому выявление рифогенных образований представляет собой одну из основных задач при поисках и разведке на нефть и газ в карбонатных толщах. В этом случае наблюдения за текстурами позволяют установить тип рифогенных образований.

Так, для фаций ядра рифа характерны преимущественно массивная и пористая текстуры, для фаций склонов рифа — брекчиевидная и грубослоистая. Помимо указанных текстур в этих фациях могут быть достаточно широко развиты и другие текстуры.

В ходе макроскопического изучения можно составить представление о макротекстурах, а также группе текстур, характерных для поверхности карбонатных тел.

В дальнейшем эти данные дополняются наблюдениями под микроскопом над микротекстурами (см. табл. 3). Важное значение на этой стадии исследования имеют наблюдения за текстурами, связанными с перекристаллизацией, которая чаще всего затушевывает или полностью уничтожает первичные текстуры карбонатных пород.

Разграничение текстур по стадиям образования пород, как это сделано в классификации, позволяет более точно устанавливать генезис карбонатных пород, характер их изменений и превращений и, наконец, на этом основании более правильно выделить из общей массы карбонатных пород такие, которые представляют интерес в отношении нефтеносности.

Стадии образования карбонатных пород

Группа текстур, характерных как для поверхности, так и для внутренних частей карбонатных тел

Группа текстур, характерных для поверхности карбонатных тел

Макротекстуры

Микротекстуры

Седименто-

Первичнослоистые

Первичномикро-

Знаки ряби,

генез

(горизонтальная, косая и другие виды слоистых текстур), массивная, пятнистая, пористая, кавернозная, брекчиевидная

слоистые, микро- пятнистая, концентрическая, радиальная, волокнистая, пористая

следы течений, следы перерывов в осадконакоплении

Диагенез

Ихнитовая, подводнооползневые, вторичнослоистые, конкреционная, массивная, пятнистая, прожил ковая, зональная, концентрически скорлуповая, пористая

Ихнитовая, вто- ричномикрослоистая, микропятнис- тая, концентрическая, замещения, перекристаллизации, пористая

Следы прижизненного перемещения организмов, глиптомор- фозы, трещины усыхания, следы капель дождя, следы струй, следы сверления камнеточцев

Катагенез

Гипергенез

Зональная, массивная, пятнистая, осадочного будинажа, фунтиковая, стилолитовая, прожилковая, трещинная, пористая, кавернозная

Зональная, пятнистая, пещеристая, ячеистая, кавернозная, пористая, трещинная

Микропятнистая, замещения, перекристаллизации, пористая, микротре- щинная

Микропятнистая, замещения, микро- трещинная, пористая

Таблица 3

Классификация текстур карбонатных пород

Изучение структур

Изучение структур необходимо для выделения в пространстве пород, наиболее перспективных в отношении нефтеносности и для выяснения и уточнения закономерностей нефтенасыщения в пределах той или иной породы.

Среди многочисленных классификаций структур карбонатных пород наибольшее применение у советских геологов нашла структурная классификация Г. И. Теодоровича (1950 г.). В дальнейшем на ее основе с некоторыми изменениями и дополнениями нами была предложена генетическая классификация, точнее, как у Г. И. Теодоровича (1950 г.), две классификации для известняков и доломитов (табл. 4, 5).

Выделение двух самостоятельных классификаций вызвано тем, что, несмотря на значительное сходство структур известняков и доломитов, между ними имеются существенные различия, обусловленные, например, широким распространением среди доломитов метасоматических разностей.

Описание фактически всех основных структур карбонатных пород можно найти в работах Г. И. Теодоровича (1950, 1958 гг.), Е. В. Дмитриевой, В. Л. Либровича, Г. И. Ершовой (1969 г.), X. Дж. Биссела, Дж. В. Чилин- гара (1970 г.).

Изучение структур карбонатных пород, за небольшим исключением, осуществляется главным образом в прозрачных шлифах под микроскопом. В тех случаях, когда породы представлены известково-доломитовыми разностями, целесообразно окрашивать шлифы, лучше всего методом И. Митчелла, что позволяет более точно диагностировать структуры.

Наблюдения за структурами карбонатных пород по сравнению с терригенными, предоставляют исследователю более обширный и более сложный для интерпретации материал. Только отдельные типы карбонатных пород в отношении структур могут быть сопоставлены с терригенными породами. Наибольшие аналогии здесь могут быть найдены в породах, возникших в результате нормального седиментогенеза, поскольку в них широко представлен карбонатный обломочный материал, чаще всего детритовый. Кроме того, в некоторой степени к обломочным породам близки по структуре субстерео- фитические оолитовые и пизолитовые карбонатные породы, т. е. в данном случае породы с оолитовой и пизолитовой структурами.

Для карбонатных пород, близких по структурам к терригенным, принцип изучения структур в общих чертах такой же.

В процессе изучения структур других субстереофитических карбонатных пород, например сложенных раковинами, следует обращать внимание на виды организмов, формы и размеры раковин. В том же направлении надо вести наблюдения и в собственно стереофитических образованиях. В одном и том же образце карбонатной породы, даже в одном прозрачном шлифе, часто можно наблюдать сложный тип структуры, например фораминиферо-водорос- левый и т. п. Кроме того, сложные, точнее, смешанные структуры характерны для пород, в которых в сопоставимых количественно сочетаниях развиты цементируемый и цементирующий материалы или же заметно проявилась доломитизация. '

Большое разнообразие структур и их возможные сочетания хорошо видны из генетических классификаций известняков и доломитов (см. табл. 4, 5). _

Изучение структуры пустотного пространства

■ В терригенных породах пустотное пространство построено относительно просто, как сравнительно прост сам механизм его формирования. В подавляющем большинстве пустоты в терригенных породах возникают в ходе седиментогенеза и в последующие стадии под влиянием уплотнения они обычно уменьшаются в размерах и изменяют конфигурацию. В общем для пустотного пространства терригенных пород характерна тенденция к сокращению его объема.

Значительно сложнее происходит формирование пустот в карбонатных породах, а сами пустоты отличаются более сложной морфологией. Их размеры могут существенно превосходить размеры пор терригенных пород. Это объясняется тем, что в постседиментационные стадии в карбонатных породах общий объем пустот может не только сокращаться вследствие уплотнения и цементации пустот, но и увеличиваться за счет выщелачивания. Процесс выщелачивания протекает наиболее интенсивно в породах с уже имеющимися и хорошо сообщающимися между собой пустотами. В результате выщелачивания образуются не только поры, т. е. пустоты размером до 1 мм, но также каверны (макропоры) размером более 1 мм и пещеры (мегапоры) размером более 10 см. Все указанные пустоты могут сообщаться непосредственно друг с другом с помощью трещин, а также поровых, каверновых и пещерных каналов.

0 разнообразными типами пустот и их подразделением по размерам в карбонатных породах можно познакомиться в морфометрической классификации (табл. 6) [Марьенко Ю. И., 1978], в основу которой положен десятичный принцип разделения пустот по размерам, примененный в соответствующей классификации, разработанной Г. А. Максимовичем и В. Н. Быковым (1969 г.). .

№

Соотношение между цементируемым и цементирующим материалом

Структуры преобладающего (цементируемого, цементирующего или относительно однородного) материала

Структуры находящегося в подчиненном количестве (цементируемого или цементирующего) материала

Преобладает цемен-

Цементируемый ма-

Биогенные

Биоморф- ные

Рифовые

Крустифика- ционные, инкрустационные

Микрозерни- стые, яснозер-

Фораминиферовые, остра- кодовые, брахиоподовые, микрофитолитовые и др.

Нормальнозернистые, инкрустационные

Строматолитовые

Нормальнозернистые, корковые

Биоморф- но-детри- товые

Рифово-детритовые

Нормальнозернистые, инкрустационные.

Фораминиферо-детриТовые, брахиоподо-шламовые и т. п.

Кокколитофоридо-детритовые (структура мела)

Детритовые

Крупнодетритовые (>0,5 мм)

Мелкодетритовые (0,1—0,5 мм)

Микродетритовые или шламовые (<0,1 мм)

Биохемоген-

Комковатые

Крупнокомковатые (>0,5 мм)

Мелкокомковатые (0,1—0,5 мм)

Микрокомковатые (<0,1 мм)'

Таблица 4

Классификация структур известняков

тируемый материал

териал составляет более 50%

ные

Копроли- товые

Крупнокопролитовые (>,0 5мм)

Нормальнозернистые

нистые

Мелкокопролитовые (0,1—0,5 мм)

Микрокопролитовые (СО, 1 мм)

Крупносгустковые (>0,54мм)

Сгустковые

Мелкосгустковые (0,1—0,5 мм)

ю

Микросгустковые (СО, 1 мм)

•м

Реликтовые (по относительно слабораспознаваемым биогенным образованиям)

Нормальнозернистые,

Пизолитовые

инкрустационные

Хемо- генные

Ооидные

Оолитовые

Сферолитовые

-

Обломочные, брек-

Псефитовые (>1 мм)

Псаммитовые (0,1—1 мм)

чиевые

Алевритовые (<0,1 мм)

Соотношение между цементируемым и цементирующим материалом

Структуры преобладающего (цементируемого, цементирующего или относительно однородного) материала

Структуры находящегося в подчиненном количестве (цементируемого или цементирующего) материала

ю оо

Преобладает цементирующий материал или однородная

Цементируемый материал

Нормаль- нозерни-

Микрозернистые, яснозер-

Биогенные

Биоморфные

Фораминифе- ровые, остра- кодовые, мик- рофитолито- вые и др.

Биоморфно- детритовые

Фораминифе- ро-детритовые, брахиоподо- шламовые и др.

Детритовые

Крупно-, мелко- и мик- родетритовые

Биохемо-

Комковатые

Крупно-, мелко- и микро- комковатые

Копролитовые

Крупно-, мелко- и мик- рокопролито- вые

в структурном отношении минеральная масса

составляет 10—50 %

стые

нистые

генные

Сгустковые

Крупно-, мелко- и мик- росгустковые

Хемоген- ные

Ооидные

Пизолитовые, оолитовые, сферолитовые

Обломочные или брекчиевые

Псефитовые,. псаммитовые, алевритовые

Корковые и инкрустационные

Биогенные

Биоморфные

Форами нифе- ровые, острокодовые, микрофитоли- товые и др.

Биоморфно- детритовые

Фораминифе- ро-детритовые, брахиоподо- шламовые и др.

Детритовые

Крупно-, мелко- и мик- родетритовые

Соотношение междуцементируемым и цемен-тирующим материаломСоотношение междуцементируемым и цемен-тирующим материаломСтруктуры находящегося в подчиненномколичестве (цементируемого илицементирующего) материалаСтруктуры находящегося в подчиненномколичестве (цементируемого илицементирующего) материала

Соотношение междуцементируемым и цемен-тирующим материалом

Соотношение междуцементируемым и цемен-тирующим материалом

Структуры находящегося в подчиненномколичестве (цементируемого илицементирующего) материала

Структуры находящегося в подчиненномколичестве (цементируемого илицементирующего) материала

Структуры преобладающего (цементируемого,Цементирующего или относительно однородного) материала

Преобладает цементирующий материал или однородная в структурном отношении минеральная масса

Цементируемый материал составляет менее 10 % или отсутствует совсем

Нормальнозернистые

ф 3 н

Я я а <и со о а я Я

Криптозернистые, скрытозернистые или пелитоморфные (<0,005 мм)

Микрозернистые (0,005—0,01 мм)

Тонкозернистые (0,01-0,2 мм)

ф 3

о Я я а си со о я о

X

Мелкозернистые (0,1-0,25 мм)

Среднезернистые (0,25—0,5 мм)

Крупнозернистые (0,5—1 мм)

Грубозернистые (>1 мм)

Разнозернистые

Корковые, инкрустационные

Лучистоагрегатные

Вся система пустот карбонатных пород получила название структуры пустотного пространства (а не порового, как до сих пор еще встречается в литературе).

По существу, формирование пустот в карбонатных породах происходит на всех стадиях литогенеза и в стадию гипергенеза и во многом определяется их генезисом. Генетическое разнообразие карбонатных пород обусловливает соответственно разнообразие генетических типов пустот, что хорошо видно из генетической классификации пустот карбонатных пород (табл. 7) [Марьенко Ю. И., 1978].

В этой классификации довольно легко найти место пустотам терригенных пород, которые соответствуют межобломочному подтипу кластогенного типа. Таким образом, данная классификация применима для пустот любых осадочных пород.

Изучение структуры пустотного пространства направлено на выяснение емкостных и фильтрационных свойств коллектора. От структуры пустотного пространства, т. е. морфологии, размеров пустот, плотности их распределения в породе, степени и характера их связи, зависит эффективная пустотность, т. е. нефтенасыщенность и эффективная проницаемость породы-коллектора. Особенностями структуры пустотного пространства объясняются такие явления, когда коллектор обладает малой емкостью, но хорошей проницаемостью и наоборот. В первом случае это может быть свойственно, например, трещинно-поровому коллектору, в котором суммарный объем пор и трещин невелик, но зато повышенная трещиноватость обеспечивает хорошую проницаемость. Во втором случае, например, в поровом или порово-каверновом коллекторе, обладающем большой емкостью, может отсутствовать связь между пустотами.

Для изучения структуры пустотного пространства существует ряд методов, среди которых широко используется насыщение пород-коллекторов окрашенными смолами и пластмассами. Последние, находясь в жидком состоянии, сходны по своим физическим свойствам с флюидами, насыщающими коллектор. После застывания окрашенные смолы или пластмассы дают наглядную картину структуры пустотного пространства пород-коллекторов.

Методы насыщения пород-коллекторов окрашенными смолами, разработанные различными исследователями, подробно изложены Л. А. Коцерубой [Коцеруба Л. Д., 1977].

Породы-коллекторы после насыщения окрашенными смолами и пластмассами расшифровывают. Структуру пустотного пространства изучают в прозрачных шлифах. В таких шлифах можно сделать количественные измерения планиметрическим, точечным и линейным методами, разработанными в различных модификациях. Методики этих количественных измерений изложены в целом ряде работ и обстоятельно рассмотрены Л. А. Коцерубой.

Особо следует отметить метод изучения структуры пустотного пространства карбонатных пород, основанный на получении «слепков» пустот [Орлов Л. И., Малинин В. Ф., 1962 г.]. В основу этой методики положен тот принцип, что карбонатная порода, пропитанная метилметакрилатом, растворяется в соляной кислоте, а последний остается. В результате образуется объемная модель структуры пустотного пространства. В дальнейшем эта методика была усовершенствована Н. Я. Куликовой (1965—1966 гг.) для изучения пустотного пространства газовых коллекторов и ею же с соавторами (А. А. Ханиным и др., 1970 г.)—для исследования особенностей размещения в коллекторах остаточной воды.

Метод моделирования углеводородов и остаточной воды в породах-коллекторах разрабатывался многими исследователями. М. А. Цветкова использовала метод пропитки бакелитовой смолой, окрашенной в синий цвет (метиленовым голубым), имитирующей по своим физическим свойствам остаточную воду с последующим вытеснением ее бакелитовой смолой, окрашенной в красный цвет родамином, близким по своим физическим свойствам нефти.

со

to

Классификация структур доломитов

Таблица 5

Соотношениецементируе-мого и цемен-тирующегоматериалаи их релик-тов, положи-тельныхи отрицатель-ных

Структуры преобладающего (цементируемого,цементирующего или относительно^однородного) материала

Структуры находящегося в подчиненном количестве(цементируемого или цементирующего) материала

Ф

Si

$Е

Sс

ДЗ

О О и

3

5 О.

ф 35 аз аз ф

о S

И

Биоморф- ные

Строматолитовые

Нормальнозернистые, корковые, инкрустационные

Микрофитолито- вые

Нормальнозернистые, инкрустационные

ф 35 К щ ф i ф X о аз И

Комковатые

Крупно-, мелко- и микрокомко- ватые

Копроли- товые

Крупно-, мелко- и микрокопроли- товые

Нормальнозернистые

Сгустко- вые

Крупно-, мелко- и микросгустковые

Нормальнозернистые, инкру-

я

Ф у о И 2 я ф

X

Ооидные

Пизолитовые

Оолитовые

Сферолитовые

Микрозернистые,

to sS 3

to

x>■

s

^и

—<u

tog

§

Ч О

С .

co CO

о

я ч s

ч re

re S

3

o. я

Я

S

Д'

OJ 3

8

я ч

О.

■ 6 я

ч

ге Я Я

о

я

ч .

Я

6 я ,

ч

<0

я

о ч о с

3 я я я У о О О. Зю о ч s 4) £ ч 3 О Я я

Псефитовые

стационные

яснозернистые

Псаммитовые

Алевритовые

<v 3

я .

я

01

о я

to

Биоморф- ные

Микрофитолито- вые, форамини- феровые, брахио- подовые и др.

Нормальнозер-. нистые инкрустационные, пойкилобластовые, порфировидные

Биоморф- но-детри-. товые

Фораминиферо- детритовые, бра- хиоподо-шламо- вые и др.

Детритовые

Крупно-, мелко- и микродетри- товые

О

3 . я я

0>

о

§ X о я

to

Комковатые

Крупно-, мелко- и микрокомцо- ватые

Копррли- товые

Крупно-, мелко- и микрокомко- ватые

Нормальнозернистые, пойкилобластовые, порфировидные

Сгустко- в^е

Крупно-, мелко- и микросгуст- ковые

Нормальнозер- нистые, инкрустационные, Пойкилобластовые, порфировидные

. 11 о 3 3 я ,<и я х К

Ооидные

Пизолитовые, оолитовые и сферолитовые

Соотношение цементируемого и цементирующего материала и их реликтов, положительных и отрицательных

Структуры преобладающего (цементируемого, цементирующего или относительно однородного) материала

Структуры находящегося в подчиненном количестве (цементируемого или цементирующего) материала

я о о

. я S

£ 5

л

ч я о.

X X

S

X X

X

<У

©

X

5

S о

• X . о-

X

>> Ой

и

X

S о

S X ' ч

X я и о о

5

X X 5 X.

Нормальнозернистые, инкрустационные

Микрозернистые,

3 X

ч я

X о.

=х 3 X о

X Я л Ч я ^

Биогенные

Биоморфныё

Фораминиферо- вые, брахиопо- довые, коралло- . - вые и др.

Биоморфно-детри- товые

Фораминиферо- детритовые, бра- хиоподо-шламо- вые и др.

Детритовые

Крупно-, мелко- и микродетри- товые

Нормальнозернистые

Биохе- моген- ные

Копролитовые

Крупно-, мелко- и микрокопро- литовые

Нормальнозернистые, ,

=х 3

В

'х 1 X

ч я

X х?

Я'

Биогенные

Биоморфные

Микрофитоли- товые

Биохе- моген- ные

Комковатые

Крупно-, мелко- и микрокомко- ватые

Сгустковые

Крупно-, мелко- и микросгустко- вые

se*з

Преобладает цементирующий материал или сравнительно однородная

Цементируемый материал или его

ПервичПервичПоложительно или отрицательно-реликтовые

Первич

Первич

Цементируемый

ДоломитовыйДоломитовыйКак доломитовый,

Доломитовый

Доломитовый

3 X и л> я 8

Е о ГС •

Соотношениецементируе-мого и цемен-тирующ егоматериалаи их релик-тов, положи-тельныхи отрицатель-ныхСоотношениецементируе-мого и цемен-тирующ егоматериалаи их релик-тов, положи-тельныхи отрицатель-ныхСтруктуры находящегося в подчиненном количестве(цементируемого или цементирующего) матер иалаСтруктуры находящегося в подчиненном количестве(цементируемого или цементирующего) матер иала

Соотношениецементируе-мого и цемен-тирующ егоматериалаи их релик-тов, положи-тельныхи отрицатель-ных

Соотношениецементируе-мого и цемен-тирующ егоматериалаи их релик-тов, положи-тельныхи отрицатель-ных

Структуры находящегося в подчиненном количестве(цементируемого или цементирующего) матер иала

Структуры находящегося в подчиненном количестве(цементируемого или цементирующего) матер иала

Структуры преобладающего (цементируемого, цементирующего или относительно однородного)! материала

Нормальнозернистые

ф

S as

<U М

- О & Я я S

Криптозер нистые (скрытозернистые) или пелитоморфные (<0,005 мм)

Микрозернистые (0,005—0,01 мм)

Тонкозернистые (0,01—0,1 мм)

а> 3

и as я а ф со О Я о

«X

Микрозернистые (0,1—0,25 мм)

Среднезернистые 0,25—0,5 мм)

Крупнозернистые (0,5—1 мм)

Грубозернистые (>1 мм)

Разнозернистые пойкилобластовые, порфировидные

Корковые, инкрустационные

,'•Таблиц а 6

Морфометрическая классификация пустот карбонатных пород

Размер'

пустот, ммпоры .

Каналы ■-■ Трещины

<0,0001Субкапиллярные

0,0001—0,001. Микропоры

0,001—0,01Очень мелкие -

- 0,01—0,1Мелкие- .

0,1—1Тонкие-

1—10Макропорымел

. кие (каверны мелкие)

10—100Макропорыкруп

.ные (каверны круп

ные)

>100Мегапоры (пещеры)■

; СубкапиллярныеСубкапиллярные

. " МикропоровыеМикротрещины

. Очень мелкопоро-Волосные

вые•-

МелкопоровыеОчень мелкие

ТонкопоровыеТонкие

, МакропоровыеМакротрещины

мелкие (каверновыемелкие

мелкие) " ..

МакропоровыеМакротрещины

крупные (каверныкрупные

крупные) .

■ Мегапоровые (пе-Мегатрещины

щерные) "^ -

. На основе работ Н. Г. Куликовой, Н. В. Назарова и Л. А. Демидовича (1975 г.) предложена новая методика изучения структуры пустотного пространства карбонатных пород, которая связана с люминесценцией" в ультрафиолетовых лучах пропитанного люминофорами метилметакрилата. .

Кроме того, среди методов изучения структуры пустотного пространства достаточно широко распространены методы ■ капиллярной пропитки люминес- цирующими жидкостями [Багринцева К. И., 1962 г.; 1964 г.; 1977]." Нужно заметить, что методика К- И. Багринцевой в значительной степени рассчитана на изучение трещиноватости карбонатных пород.

•Трещиноватость—Характернейшая черта карбонатных пород. Поэтому исследователь, занимающийся ее изучением, должен направлять свои усилил не на доказательство ее существования в тех или иных карбонатных породах- а на выяснение масштабов её проявления и параметров трещиноватости. Значительный вклад в разработку методики определения параметров трещиноватости внесла группа исследователей, возглавляемых Е. М. Смеховым (1958 г.). По этой методике такие параметры, как трещинная пустотностъ, объемная плотность или густота трещин, определяются в более крупных (нестандартных) прозрачных шлифах под микроскопом на основании измерения ширины раскрытия и суммарной. длины следов трещин и площади шлифа.

Для оценки морфологии, величины раскрытия и взаимосвязи трещин К- И. Багринцевой разработан метод капиллярного насыщения карбонатных пород люминесцирующими жидкостями (люминофорами).

■ Люминесцентный ;метод благодаря способности-люминофора проникать в -мельчайшие капиллярные пустоты позволяет выявлять самые мелкие микротрещины. Специальйо изготовленные из керна кубики (5x5X5 см) карбонатных пород пропитывают люминофором, а затем каждую 1 грань в полной темноте фотографируют (обычно в натуральную величину) под ультрафиолетовыми лучами. На полученных фотоснимках выделяют открытые и закрытые трещины, подсчитывают число вертикальных .и горизонтальных трещин, определяют курвиметром их общую длину, рассчитывают поверхностную плотность, измеряют раскрытость, описывают морфологию и сообщаемость.

1 Помимо метода капиллярной пропитки существует еще ряд методов исследования структуры пустотного пространства, главным образом связанного с трещиноватостью: рентгеновский, ультразвуковой, электромагнитный и др.

Хорошие результаты в этом направлении удается получить с помощью ультразвукового прозвучивания образцов карбонатных пород. Этот метод

Генетическая классификация пустот карбонатных пород

Группы

Типы

Подтипы и разновидности

Седименто- генетические

Биогенные

Межскелетные Внутрискелетные Рифовые Межмикрофитолитовые Междетритовые

Хемогенные

Межоолитовые

Межпизолитовые

Кластогенные

Межобломочные

Диагенетические

Замещения

Контракции

Растворения при доломитизации

Растворения при кальцитизации

Катагенети- ческие

Неполной цементации

Остаточные

Стадии седи- мёнтогенеза

Биогенные Хемогенные Кластогенные

Стадии диагенеза

Замещения

Выщелачивания (карстовые)

Цементируемого материала

Скелетов Микрофитолитов Детрита Копрол’итов Сгустков Оолитов Пизолитов Обломков

Цемента

Межскелетного Внутрискелетного Межмикрофитоли- тового

Междетритового Межкопролитового Межсгусткового Межоолитового Межпизолитового Межобломочного Межзернового

По всей массе породы

Группы

Типы

Подтипы и разновидности

Катагенети- ческие

Замещения

, Перекристаллизации

Растворения при раздоломичивании

Литогенетические трещины

Усыхания Напластования Внутрислойные Уплотнения Кристаллизации

Тектонические трещины ■

Сколовые Отрыва

Трещины усадки

Трещины разгрузки

Гипергенетические

Выщелачивания

(карстовые) Выветривания

(в том числе трещи

ны)g^ - <f

к Трещиныраз

грузки

достаточно подробно разработан и описан К, И. Багрянцевой |)Багринцев а К. И., 1977] и широко апробирован ею на образцах керна из регионов. Используя сквозное прозвучивание, определяют скорость ультразвука по трем направлениям: перпендикулярному и Двум параллельным. Она меняется в зависимости от структурно-текстурных особенностей И структуры пустотного пространства карбонатной породы. Установлено, что при наличии открытых трещин со значительным раскрытием часто происходи^ полное затухание звуковых волн, фиксируемых на экране осциллографа. На этом основании была введена условная величина — коэффициент относительной трещиноватости, который представляет собой отношение скорости ультразвуковых волн в породе, содержащей микротрещины, к скорости ультразвука в монолитной породе того же состава, лишенной трещин. Таким образом, с помощью этого коэффициента возможна дифференциация продуктивных отложений по интенсивности развития трещиноватости.

Большинство методов, связанных с изучением структуры пустотного пространства, трудоемки. Кроме того, количественные характеристики пустотного пространства, полученные разными методами, порой заметно отличаются Друг от друга. Поэтому в настоящее время назрела необходимость в совершенствовании самих методов изучения структуры пустотного пространства, а также в их автоматизации. Перспективным в этом направлении представляется метод изучения пустотного пространства методом оптико-структурного машинного анализа, который может выполняться на отечественной сканирующей электронной установке «Протва».

Глава II

МЕТОДЫ ДЕТАЛЬНОГО РАСЧЛЕНЕНИЯ РАЗРЕЗОВПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИИ

Задачи расчленения разрезов продуктивных отложений

На основе первично проведенного расчленения разреза должен быть получен материал:

для выделения относительно крупных ритмов (циклов) в осадкообразовании, а возможно, и подчиненных им более мелких ритмов (второго и третьего порядков);

для нахождения в разрезах уровней, которые обусловлены одними ' и теми же изменениями в обстановках осадконакопления или одними и теми же геолого-тектоническими явлениями;

для получения представления о данной толще как палеоэкосистеме, в которой при ее формировании" на определенных этапах происходили изменения, обусловленные теми или иными физико-географическими факторами (тектоническими явлениями, изменениями климата или солевого режима в бас- сеййе); выявление признаков воздействия этих факторов в коррелируемых разрезах обеспечивает обоснованность их сопоставлений.

Палеоэкосистемный'подход предполагает использование, в работе и учет всех возможных особенностей пород (в первую очередь палеонтологических и литологических), но относительная их значимость и эффективность определяются литолого-фациальными характеристиками разреза. Поэтому метод корреляции, который должен преимущественно применяться на том или ином месторождении или в том или ином регионе, должен быть выбран на основе модели фациальной обстановки, которая должна сложиться в результате этих палеоэкосистемных исследований.

Расчленение разрезов на основе данных изучениявещественного состава пород

Возрастной стратиграфический диапазон продуктивных толщ обычно невелик. Поэтому исследование фаунистических остатков лишь в редких случаях' может оказать при расчленении разрезов существенную помощь. В особенности это относится к. терригенным отложениям, обычно очень бедным фауной. Однако известны случаи, когда удавалось успешно использовать для расчленения терригенных отложений палинологические исследования. Объясняется это тем, что споры и пыльца разносятся повсеместно, отлагаясь В толщах любой фациальной принадлежности. Количественный состав комплексов спор и пыльцы довольно быстро меняется по вертикали разреза, что обусловлено, по всей вероятности, реакцией', их на те или иные -климатические или сезонные факторы. Поэтому палинологические исследования не следует отвергать при решении задач расчленения разрезов. Однако для песчаных пород ведущая роль сохраняется за изучением их вещественного состава. Прй этом основное внимание уделяется анализу гранулометрических' характеристик пород (размерность зерен, их отсортированность по размерам) и данных о минеральном составе обломочной части породы (напоимёр, «кварц-полевошпа- тового коэффициента»).

Для расчленения терригенной толщи значительной мощности эффективным может оказаться изучение состава комплексов акцессорных минералов, содержащихся в песчаных породах. При расчленений существенно глинистых пачек целесообразно применять результаты химических и физико-химических методов исследования пород.

При предварительном расчленении разреза глинистых пород помимо макроскопического описания и изучения микротекстур и микроструктур под микроскопом можно ограничиться одним из достаточно объективных методов

■ изучения минерального состава дисперсного материала с автоматической записью: рентгенодифрактометрическим или термографическим (см. гл. I и II). Для более детального расчленения разреза необходимо использовать различные геохимические коэффициенты, отражающие режимы осадконакопления в период формирования изучаемой толщи. .•

Можно считать апробированным применение для. расчленения разрезов следующих показателей.' _ -

.1. Отношение MgO/FeO успешно использовано [Попов В. Е., 1960 г.] для

корреляции шемых. девонских отложений Южного Алтая. Расчленение и корреляция разрезов по этому отношению основываются на значительной по- • движности магния и малой подвижности железа в кислых средах, вследствие чего возрастание окислительных свойств среды приводит к уменьшению значений этих отношений..’

Коэффициент доломитизации MgO • 100/(MgO+CaO) применен впервые И. С. Грамбергом и Н. 'С. Спиро (1959) при изучении пермских отложений Хатангской впадины. Анализ значений этого отношения помогает выделить в составе изучаемого разреза осадки, формировавшиеся в различных фациальных обстановках: морских, лагунных, слабо- или сильноосолоненных.

Значения отношений V/Ni и Cy/Ni также заметно колеблются в зависимости от фациальйых- обстановок осадкообразования — морских или пресноводных.■ -■.•

, . Для уточнения корреляции разрезов удобно использовать кривые изменения -этих коэффициентов по разрезу. Более эффективные результаты дает их применение для глинистых пород. Если в разрезе песчаные и глинистые породы переслаиваются, кривые для . них строят раздельно. Анализ. кривых позволяет определить в разрезе уровни изменения геохимических режимов среды осадконакопления и, таким образом, уточнить выделение ритмов и циклов различного порядка..

Недостаточно опробовано/ но, безусловно, перспективно применение других физико-химических и физических методов, таких как определение дзета- цотенциала суспензии глинистого вещества, изучение диэлектрической проницаемости пород и некоторые другие, более удобные при использовании для толщ существенно глинистого состава.-.

. Применение всех перечисленных методов без широкого использования промыслово-геофизических данных может быть эффективно при региональных геологических построениях, при первичном изучении относительно мощных перспективных толщ и их предварительных сопоставлениях. Если же задачей исследования является детальное расчленение продуктивных толщ, необхо- . димыми становятся промыслово-геофизические методы исследования, сопровождаемые непременным отбором керна из скважин. Эти методы основаны на. регистрации петрофизических ■ характеристик пород, т. е. в первую очередь особенностей их вещественного состава (в известной мере также текстурных и структурных особенностей). Их преимущество определяется следую. щим: 1) четко отделяя в разрезе слои и пачки различных составов; эти методы позволяют точно устанавливать их мощность; 2) благодаря автоматической регистрации они гарантируют определенный уровень объективности; 3) обеспечивают полноту (пусть относительной!) характеристики разреза, что недостижимо одним лишь изучением керна, поскольку 100 %-ный отбор его. крайне редок. Следует одновременно подчеркнуть, что отбор керна необходим для правильной и полной интерпретации, результатов промыслово-геофизиче- ■ ских исследований. Поэтому следует располагать керном из тех скважин изучаемой площади, где разрез продуктивной толщи изменчив.

•§ 3. Промыслово-геофизические методы детального

. . расчленения продуктивных отложений

. Основная задача детального расчленения отложений — установление по теолого-геофизическим данным литологического типа пород, слагающих изучаемый разрез.'

Расчленение разреза на пласты производится по комплексу геофизических методов, наиболее четко отражающих строение разреза и границы пластов, различных по литологии и физическим свойствам (рис. 1).

Выбор геофизических методов определяется средними мощностями пластов, слагающих разрез, и их геолого-геофизическими характеристиками. В разрезах, состоящих из более мощных и однородных пластов (А>24-6 м), для расчленения обычно используют данные методов стандартной электрометрии (рк СП), радиометрии (ГМ, НГМ), индукционного каротажа (ИК), кавернометрии. Для выделения в разрезе пластов ограниченной мощности

(Zt<2 м) надо располагать данными методов микрозондов, экранированных зондов (БК, БМКУ, акустического каротажа (АК), обладающих высокой расчленяющей способностью по мощности. На диаграммах микрозондов, по-

Рис. 1. Пример определения границ пласта и его мощности по диаграммам различных методов

тенциал-зондов, экранированных и индукционных зондов, кавернограмм, потенциалов самопроизвольной поляризации, акустического каротажа пласты " отмечаются практически симметричными аномалиями. Границы их определяются по' точкам, соответствующим серединам этих аномалий.

■ Асимметричными кривыми фиксируются пласты на диаграммах стандартных зондов и бокового, каротажного зондирования (БКЗ), зарегистрированных градиент-зондами. При записи кривых рк подошвенными зондами границы пластов выделяются по экстремальным точкам: минимум рк — в кровле, максимум — в подошве пласта; на. кривых кровельных зондов — наоборот.

Положение границ пластов на диаграммах ГМ и НГМ зависит от скорости и регистрации диаграмм и инерционности регистрирующей аппаратуры, характеризующейся постоянной времени т. Приближенно на диаграммах радиометрии границам пластов соответствуют точки начала подъема кривой в подошве и начала спада кривой в кровле пласта.'

Описанные правила непригодны для градйент-зондов в пластах бесконечно высокого сопротивления.•‘"

Перечисленные правила Выделения- границ не учитывают влияния на форму кривых аппаратуры, диаметра скважины, сопротивлений пласта и других факторов. Поэтому полученные таким способом мощности пластов фиктивны Лф.,

. Подробно вопрос определения границ пластов при детальном расчленении разреза по различным геофизическим методам освещен в специальной литературе [Дахнов В. Н., 1972; Вендёльштей'н Б. Ю., Латышова М. Г., Тузов В. П„ 1975].,'

Качественная диагностика литологического состава горных пород обычно осуществляется по комплексу геофизических исследований с привлечением данных изучения керна и шлама.

Располагая комплексом геофизических диаграмм и увязывая их по глубине пластов с наиболее четко выраженной характеристикой всех геофизических параметров, составляют литологическую колонку разреза скважины.

Геофизические характеристики наиболее типичных литологических разностей осадочного чехла, с которым связаны основные запасы- нефти, и газа, составлены по данным В. Н. Дахнова АДахнов В. Н., 1972].

Глины. На диаграммах методов сопротивлений значения рк низкие; они повышаются с уплотнением глин, уменьшением их пористости, увеличением карбонатности. На диаграммах микрозондов при образовании каверны против глин показания градиент- и потенциал-микрозондов равны и приближенно отражают сопротивление промывочной жидкости (глинистого раствора рр); Рк гмз — Ркпмз - Рр-

На диаграммах потенциалов самопроизвольной поляризации (СП) — положительные значения Al/сгь ПРИ сопротивлений фильтрата промывочной жидкости большем, чем сопротивление, пластовой воды (рф>рв). Амплитуда аномалии АС7сгъ отсчитанная от уровня чистых неглинистых пород, возрастает с увеличением отношения рф/рв, плотности глин, их адсорбционной активности, зависящей от минерального состава.

На диаграммах естественной гамма-активности (ГМ) интенсивность гамма-излучения /у высокая; гамма-гамма-метода (ГГМ)—высокие показания /уу, снижающиеся" с уменьшением пористости глин; нейтронных методов (НГМ, ННМ)—низкие показания /лу и /п ^акустического каротажа — максимальные значения интервального времени Ат; продолжительности проходки — тпр низкое, растет с глубиной.

На кавернограммах обычно отмечаемся увеличение диаметра скважины йй по сравнению с номинальным диаметром dH..

Против глин наблюдается рост величины геотермического градиента (/'), определенного по данным термометрии.

Глинистые сланцы. Отмечаются более высокими, чем для глин, значениями рк, /у, /лу, tup; большими показаниями At/cn, более низкими /уу, Ат; незначительным увеличением dp, иногда номинальным диаметром сква-. жины на кавернограммах.

Мергели. По геофизическим данным, в большинстве случаев имеют неоднозначные характеристики, зависящие от степени доломитизации, трещиноватости, а также от литологий пород, среди которых они залегают.

Песчаники. Кажущееся сопротивление рк Изменяется в очень широком диапазоне и зависит от характера насыщения, пористости и цементации породы.-'

На микрозондах — рк. повышенные по сравнению с зарегистрированными против глин при dc<dH, Ркпмз >РкГМЗ/ Амплитуды At/cn, отрицательные при • РФ>рв, сокращаются с уменьшением отношения рф/рв и увеличением глинистости. Интенсивность /у низкая, повышается с ростом глинистости и зависит от минерального состава .породы: повышенная в полимиктовых, глауконитовых песчаниках, монйцитовых песках. Показания /лу и /п зависят от пористости, степени цементации и характера насыщения. Интенсивности /уу понижается с уменьшением пористости и растет с увеличением глинистости/Интервальное время Ат изменяется аналогично показаниям /уу. Время продолжительности проходки тпр повышенное. Диаметр скважины обычно уменьшенный (на ка- вернограмме глинистая корка) либо номинальный. -

Карбонатные породы . (известняки, доломиты). Величины рк изменяются в широких пределах, зависят от типа и величины пористости, характера насыщения. Амплитуды ДС/сп отрицательные; они уменьшаются с увеличением глинистости, с ростом сопротивления породы. Интенсивность /у низкая, уве-. личивается с ростом глинистости. Показания /пу и /п зависят от пористости породы, ее плотности, типа насыщения. Значение /уу низкое, растет с увеличением пористости. Интервальное время Ат — низкое, зависит от типа пористости, ее величины, повышается с увеличением глинистости.

Продолжительность проходки варьирует в широких пределах, от самых высоких значений Тпр—в плотных карбонатах до нулевых значений-—в за- карстованных разностях карбонатных пород.

Диаметр скважины обычно определяется структурой пустотного пространства рассматриваемых пород. В плотных разностях dc=dH; в карстовых полостях dc^t/н; в карбонатных породах с межзерновой пористостью dc<da, с трещинной пористостью возможно dc>dH. '

Карбонатные породы характеризуются небольшими величинами геотермического градиента., ■

Гидрохимические осадки. Для ангидритов характерны очень высокие значения -рю амплитуды MJ сп незначительные: интенсивность 7? минимальная; показания 7nV и 7„ максимальные; интенсивность 7уу низкая; величина геотермического градиента очень низкая; dc—dH; Ат низкое; Тир высокое.

' В солях снижается тпр и увеличивается значение Г, остальные геофизические характеристики при dc=da аналогичны характеристикам ангидритов,

Рис. 2. Типичные кривые геофизических параметров для терригенных и карбонатных'.; пород: . './ — глины; песчаники: 2 — газоносные, 3 — нефтеносные, 4— водоносные; известняки ' (доломиты): 5 — газоносные, 6 — нефтеносные, 7— водоносные, 8 —плотныеРис. 2. Типичные кривые геофизических параметров для терригенных и карбонатных'.; пород: . './ — глины; песчаники: 2 — газоносные, 3 — нефтеносные, 4— водоносные; известняки ' (доломиты): 5 — газоносные, 6 — нефтеносные, 7— водоносные, 8 —плотные

Рис. 2. Типичные кривые геофизических параметров для терригенных и карбонатных

'.; пород: . '.

/ — глины; песчаники: 2 — газоносные, 3 — нефтеносные, 4— водоносные; известняки ' (доломиты): 5 — газоносные, 6 — нефтеносные, 7— водоносные, 8 —плотные

Рис. 2. Типичные кривые геофизических параметров для терригенных и карбонатных

'.; пород: . '.

/ — глины; песчаники: 2 — газоносные, 3 — нефтеносные, 4— водоносные; известняки ' (доломиты): 5 — газоносные, 6 — нефтеносные, 7— водоносные, 8 —плотные

однако калийные соли отличаются высокими значениями /у. При dc^>dH значения рк низкие и средние на зондах, размеры которых соизмеримы с d0. Значения 7пу и /п низкие; интенсивность 7уу высокая; тЛр низкое; Ат* высокое.

Отличие геофизических характеристик солей связано с влиянием каверн, заполненных буровым минерализованным раствором.

■ Пониженными по сравнению с ангидритами интенсивностями 7пу и 7П .отмечаются гипсы, содержащие значительное количество кристаллизационной воды.

Типичные кривые геофизических методов для различных типов пород ■ приведены на рис. 2.

- Однозначное определение литологии пород может дать только комплексное использование методов. Комплекс геофизических-исследований в значительной мере предопределяется скважинными условиями и преобладающим литологическим типом пород. Так, при бурении скважин на пресном растворе Рр>0,5 Ом-м) в разрезах невысоких сопротивлений (ря<50 Ом • м) целесообразно для определения рл использовать индукционный метод; при бурении скважин на соленом растворе в пластах высокого сопротивления более эффективно применение комплекса экранированных зондов (БК, БМК). В скважинах, ■ пробуренных с раствором на нефтяной основе, электрические методы неэффективны, в этом случае могут быть использованы данные методов радиометрии и ультразвукового.

"'45■..

В терригенных разрезах физические свойства пород обусловлены глинистостью. В этом случае основную Информацию несут методы, показания которых определяются глинистостью рк, £/сп, /у. Карбонатные породы различаются в основном по типу пористости и ее величине, к чему наиболее чувствительны методы нейтронные, акустический и метод сопротивлений.

От полноты комплекса геофизических исследований, правильности его выбора с учетом скважинных и литологических условий, оцениваемых предварительно ■ по данным керна, зависит точность детального литологического расчленения разрезов скважин.

Представление о минеральном составе твердого скелета пород может быть получено на основании данных ультразвукового метода: по величине

Рис. 3. Определение литологии пластов по сопоставлению:Рис. 3. Определение литологии пластов по сопоставлению:а — интервального времени (Д-t) и коэффициента пористости по нейтронным методам, (^Пл)’ 6 — коэффициентов пористости, определенных по гамма-гамма-методу (Ап ^) и нейтронному методу (&п п)а — интервального времени (Д-t) и коэффициента пористости по нейтронным методам, (^Пл)’ 6 — коэффициентов пористости, определенных по гамма-гамма-методу (Ап ^) и нейтронному методу (&п п)

Рис. 3. Определение литологии пластов по сопоставлению:

Рис. 3. Определение литологии пластов по сопоставлению:

а — интервального времени (Д-t) и коэффициента пористости по нейтронным методам, (^Пл)’ 6 — коэффициентов пористости, определенных по гамма-гамма-методу (Ап ^) и нейтронному методу (&п п)

а — интервального времени (Д-t) и коэффициента пористости по нейтронным методам, (^Пл)’ 6 — коэффициентов пористости, определенных по гамма-гамма-методу (Ап ^) и нейтронному методу (&п п)

интервального времени Дтск или скорости распространения упругих волн уСк, разных для различных типов пород. В разрезе скважины выбирают по данным анализов керна или комплекса геофизических исследований наиболее плотные пласты с практически нулевым значением открытой пористости. Определяют величину Дтск или иСк и по ним оценивают литологический тип породы [«Временное...» 1978; Дебранд Р., 1972]:

Дтск, мкс/м »ск, м/с

Песчаник плотный, сцементированный ......ч...1705900

Песчаник плотный, плохосцё- ментированный 1825500

Известняк плотный 1556400

Доломит 1427050

Ангидрит .. ..1646100

Гипс 1715850

Каменная соль ........217—230 4350—4600

Литологический тип разреза может быть определен по величинам плотности пород, полученным по диаграммам гамма-гамма-метода в плотностном варианте. Перспективно для определения вещественного состава пород и их плотности совместное использование двух методов: рассеянного гамма-излучения— плотностного (ГГМ-П) и гамма-гамма-метода по мягкой компоненте (ГГМ-М) [Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С., 1977; Гулин Ю. А., 1975]. Для более точной диагностики литологического и вещественного составов горных пород перспективны радиоактивные методы поэлементного анализа пород и шлама, в том числе методы наведенной активности и спектроскопии радиационного захвата. Этими методами изучаются периоды полураспада радиоактивных изотопов, образующихся при облучении пород нейтронами, и спектры энергии возникающего при этом гамма-излучения [РезваноВ Р. А., Ларионов В. В., 1976].

Для установления литологии пород широко используется комплексиро- вание результатов различных геофизических методов, Содержащих информацию о некоторых физических свойствах пород. Наиболее распространенный вариант — комплексирование результатов интерпретации диаграмм нейтронного метода и гамма-гамма-метода (рис. 3, а); нейтронного и акустического методов (рис. 3, б) [Дебранд Р., 1972].

Геолого-математические методы детальногорасчленения разреза по данным каротажа

При решении задач нефтяной геологии изучаемый разрез чаще всего принято представлять чередованием слоистых геологических тел: пластов, пачек, слоев, каждый из которых условно рассматривается однородным с точки зрения решаемой задачи. Отмеченная слоистость отражается в конфигурации диаграмм большинства методов каротажа (не считая нескольких специальных методов, предназначенных для изучения свойств флюидов в скважине и особенностей конструкции ее крепления).- Это является объективной предпосылкой-возможности восстановления геометрии разреза по диаграммам каротажа. Однако связь конфигурации кривых со строенией исследованного разреза осложнена целым рядом факторов, основные из которых: инерционность и неточность измерительных установок (как при измерении сигнала, так и при определении глубины точки измерения), наличие каверн и глинистой корки в прискважинной зоне, проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, гравитационное разделение флюидов в зоне проникновения, неодинаковый характер насыщения различных частей одного и того же коллектора и, наконец, неоднородность и' анизотропия изучаемых пластов, которые «по теории» должны быть однородными и изотропными. В результате конфигурация кривых против того или иного участка разреза значительно отличается от теоретической, на них появляется шум, соизмеримый с полезным сигналом от контактов геологических тел. Указанные обстоятельства объясняют сложность задачи расчленения разреза по данным каротажа и обилие способов ее решения. ‘ ,

; Как показывает опыт интерпретации промыслово-Геофизических данных, в реальных условиях, как правило, неприменимы в чистом виде классические приемы расшифровки геофизических аномалий путем фиксирования границ слоев (пластов) в так называемых Характерных точках кривых (экстремумы — на - градиентных кривых, ПС, РК й Др., уровенные или граничные точки — на кривых сопротивления); Поэтому на первых же порах автоматизации обработки промыслово-геофизических данных такие способы дополнялись приемами выбора из всей совокупности характерных. точек так называемых существенных, характерных точек, к которым и. приурочивались границы слоев [Сохранов Н. Н., 1973; Кулинкович А. Е., Сохранов Н. Н., Чуринова И. М., 1964 г:].

Из рис. 4 видно, что без выбора существенных, характерных точек в представленном интервале глубин было бы выделено семь слоев по восьми характерным точкам (точки перегиба на симметричной каротажной кривой).

Между тем очевидно, что, например, две верхние характерные точки не связаны с границами слоев.

Критериями отбора существенных, характерных точек могут быть:

Утах^Ути^ 2> а>(ПЛ)

| zmaxfzminJ -> Р’(П.2)

Утаху ymintУтах^Утаху ymintУтах^> V> V(П.3)(П.3)

Утаху ymint

Утах^

Утаху ymint

Утах^

> V

> V

(П.3)

(П.3)

параметра:случае онипараметра:случае они

параметра:

случае они

параметра:

случае они

гдеУпмп;. Утах^—соседние экстремальные значения измеряемого zmin » zmax; — глубины экстремальных точек (так как в общем

содержат погрешность, то в отличие от истинных помечены z')"» а, р,у— некоторые постоянные для данного разреза и.‘решаемой задачи величины, устанавливаемые на основании опыта обработки.

Критерии (ПЛ) и (П.З), как видно из приведенных формул, ограничивают амплитуду аномалий. При использовании таких критериев полагают, что форма кривой незначительно искажена влиянием неблагоприятных факторов измерения и ограниченной мощности слоев. Для обеспечения таких условий проводят предварительную, обработку кривых (введением поправок в кривые на условия измерения), а с помощью критерия (П.2) исключают из рассмотрения Слои, амплитуда против которых сильно искажена влиянием вмещающих пород. Следовательно, про-

существенных, характерных точек:вернется не какое-либо одно из

характерная точка; 2 — найденные гра- перечисленных условий, а КОНЪ- ницы слоевюнкция, составленная из всей

цепочки условий. Обязательное требование к таким критериям — совпадение результатов расчленения при прогонке как сверху вниз, так и в обратном направлении.

После проверки перечисленных: выше условий характерные точки между максимумами Утах^ и Утах/+2 (см. рис. 4) будут квалифицированы как существенные, что приведет к нежелательной дробности расчленения этого участка разреза. Исключить это можно с помощью анализа соседних максимумов

^maxf+1 и"утах,+8). один из которых в данном интервале наибольший (мак- симум-максиморум Утахтах). В результате проверки условия

(П.4)(П.4)| Утах^+1 Утах max |Утах max

(П.4)

(П.4)

оба максимума и лежащий Между ними минимум рассматриваются принадлежащими к одному пласту.

При расчленении разреза по кривым электрокаротажа эффективным способом оценки однородности интервала, полученного объединением несколь-

ких соседних прослоев, выделенных по характерным точкам, является расчет параметра Х^, характеризующего анизотропию пачки, и сравнение его а 2'

с критическим значением Лкр.

Величина кажущейся анизотропии рассчитывается по формуле

(II.5)

где п— число прослоев в пачке, из которых (п—1) прослоев уже к ней при: соединено; /г,, р, — мощность и сопротивление 7-го прослоя.

Если условие Х^ > Х^р соблюдается, то п-й прослой не присоединяется к пачке, т. е. граница между этим и предыдущим прослоями рассматривается в качестве существенной..

Величину Х^р устанавливают 'опытным путем, а также рассчитывают, исходя из требуемой для данной задачи однородности пласта по конечным параметрам (пористость, коэффициент нефтегазонасыщенности и пр.).

Как видно из выражения (JI.5), недостаток указанного способа заключается в том, что после накопления в пачке некоторого числа прослоев присоединение последующего (пусть даже сильно контрастного по сопротивлению по отношению к ранеё включенным прослоям) не приводит к заметному возрастанию Х^. Поэтому накопление ограничивают предельным значением'мощности пачки.'

При сложной конфигурации кривых (иззубренности, флуктуации) исключение несущественных границ может быть достигнуто так называемым методом моделирования границ, при котором априорно постулируется наиболее вероятная форма кривой на границах слоев и на фактической кривой отыскиваются наиболее сходные с. ней (или зеркально отображенные)" участки.

Способ моделирования границ [Сохранов Н. Н., 1973] предусматривает расчет кривой /?в, представляющей собой в каждой точке б функцию, взаимной корреляции последовательности значений у; расчленяемой кривой с последовательностью чисел утг, являющихся моделью границы пластов:

1=64-771/2

Ё У<Ут1 -

Rk= ^“^' — "Т '(II.6)

/ii=d4-m/2i=64-m/2

уЁУ(Ё'

’г=6—т№i=b—m2

где т.— длина модели (в точках квантования).

В качестве модели может быть взята, например, следующая ступенчатая функция:

— 1 при 1 ^ i ^jn/2

Ут( =■Ут( =■+ 1+ 1при < I ^ ш.при < I ^ ш.(II.7)(II.7)

Ут( =■

Ут( =■

+ 1

+ 1

при < I ^ ш.

при < I ^ ш.

(II.7)

(II.7)

Получаемая при использовании такой модели кривая Яб имеет следующие важные особенности:

— участкам расчленяемой кривой с резкими подъемами и спадами соответствуют экстремальные значения корреляционной функции, в области экстремумов расчленяемой кривой функции Кб меняет знак;

— кривая корреляционной функции является более гладкой, чем исходная, причем увеличение длины модели приводит к большему ее сглаживанию.

Хотя влияние шума на кривой Re заметно, ослаблено, все же могут наблюдаться некоторые экстремумы малой амплитуды, не отражающие, очевидно, наличия существенных границ. Чтобы исключить их из рассмотрения, вводятся пороговые уровни корреляционной функции Rr: .

^г=^6±£<т,(П.8)

где Re— среднее значение Re в пределах обрабатываемого участка кривой; о— дисперсия Re; L— постоянный множитель, который выбирается в зависимости от дифференциации разреза и необходимой степени детальное™ его расчленения.

Критерием наличия существенной границы является соблюдение условия:

min R6^R6— La — для кровли пласта;

max/?e^^6 + La-r-для подошвы пласта.(П.9)

Само же положение границы (ее глубина) определяется непосредственно по исходной кривой в окрестности экстремума Re уже описанным выше способом.

Метод моделирования границ может быть использован и для выделения интервалов е плавно меняющимися свойствами, например переходных зон коллекторов в области ВПК по кривой сопротивления. Модель представляет собой прямую, соединяющую максимум ртах (подошва полностью нефтенасыщенной области коллектора) с pmin (кровля полностью водонасыщенной зоны коллектора).

Описанные выше способы расчленения неуниверсальны в смысле их приложения к любому из видов каротажа и в недостаточной степени учитывают априорные сведения о строении геологического разреза. Более общий и все шире используемый подход заключается в анализе распределения амплитуд расчленяемой кривой и их мощностей в увязке с той или иной принятой моделью разреза. Ш. А. Губерманом, М. И. Овчинниковой (1975 г.) описывается алгоритм расчленения, использующий гипотезу об иерархической структуре геологических тел (мощности слоев, Пластов, пачек, толщ резко различаются). Алгоритм в первую очередь отделяет на расчленяемой кривой интервалы с повышенными и пониженными значениями амплитуд. Для этого отыскивается такая уровенная линия, число пересечений которой с исходной кривой было бы минимальным. Далее каждая из полученных областей может быть, в свою очередь, разделена на две по тому же алгоритму. Глу-. бина такого деления в принципе не ограничена. Фактически увеличение детальности теряет смысл, когда амплитуда шума становится соизмеримой с амплитудой основного сигнала. Последним этапом является проведение такой уровенной линии, которая дает максимальное число пересечений с исследуемой кривой. Эта детальность расчленения окажется заведомо излишней. Укрупнение расчленения достигается путем исключения (присоединения к соседним) прослоев, мощностью меньшей заданного критического значения. Работа описанного алгоритма иллюстрируется примером на рис. 5.

Из рис. 5 видно, что число границ на каждом последующем этапе расчленения возрастает (границы третьего этапа разрежены при укрупнении расчленения).

В основу алгоритма расчленения симметричных кривых, реализованного в комплексе программ Ц-2 [В. Н. Боганик, А. 3. Горин и др., 1974 г.], положен анализ распределения амплитуд. В результате автоматически устанавливаемся пороговое значение амплитуды для отделения шума от полезных

Рис, 5. Цример расчленения кривой voo- венными линиями. По горизонтали ука-Рис, 5. Цример расчленения кривой voo- венными линиями. По горизонтали ука-сигналов. Детальность расчленения ограничивается соблюдением требования не превышать выбранную для района среднюю мощность пластов.

Рис, 5. Цример расчленения кривой voo- венными линиями. По горизонтали ука-

Рис, 5. Цример расчленения кривой voo- венными линиями. По горизонтали ука-

После расчленения каждой каротажной кривой предстоит решить не менее сложную задачу — окончательное расчленение по комплексу всех обрабатываемых кривых. Предварительная увязка исходных (не трансформированных ступенчато) кривых по глубине облегчает задачу корреляции границ, полученных по различным кривым, но не исключает необходимость проведения такой корреляции. Даже при наличии абсолютно точно совмещенных по глубине кривых (что практически недостижимо, если запись Проведена при различных спуско- подъемах) будут расхождения, в положении границ одного и того же пласта в результате расчленения . разных-кривых. Детальность расчленения также будет различаться в связи с несовпадением физических основ разных методов каротажа и вертикальных характеристик зондов.

В книге Н. Н. Сохранова (1973 г.) предлагается увязывать пару трансформированных кривых (опорную и увязываемую) путев# ■ поиска максимума функции взаимной корреляции. Другой способ заключается в нахождении для каждой из границ опорной кривой идентичной ей границы на увязываемой кривой в заданном интервале поиска. Минимизируется сумма расхождений в глубинах всех цар иден- . тичных границ. В результате обоих способов определяется величина смещения кривых по глубине. Для получения сводного расчленения этого недостаточно, так как не исключается появление ложных пластов за счет локального несовпаде-__„„^^

НИЯ глубин одних И тех же границномераприсвоеныСоответствующимГрана разных кривых. Этого недостатка”*Ha* (кромеграництретьегоэтапа)

в значительной степени лишен алгоритм корреляции границ трансформированных кривых, реализованный в комплексе программ Ц-2. Корреляция каждой* пары кривых осуществля-' ется при этом по следующему алгоритму. Две. границы — на опорной и увязываемой кривых — считаются совпадающими, если соблюдены следующие условия: мощности пластов от предыдущей скоррелированной границы до данной на обеих кривых отличаются не более чем на Е (чаще всего Е= =0,85 м); из двух возможных вариантов это наиболее близкие мощности; разница в значениях глубин этих границ не превышает Et (чаще всего Ef=l,05 м).

Когда две границы признаются скоррелированными, глубина границы увязываемой кривой заменяется на глубину соответствующей границы опорной кривой.,

Другая группа способов расчленения разреза по комплексу кривых, не требующая обязательной предварительной трансформации каждой из них, основана на использовании принципов многомерной классификации. Такие алгоритмы наиболее часто используются при литологическом расчленении разрезов скважин главным образом с целью выделения коллекторов. В системе

«Каротаж» для. этой цели используется способ комплексного кода [Сохра- нов Н. Н., Чуринова И. М., Шкураль Р. М., 1966 г.]. Он кратко заключается в следующем. По.значениям всех участвующих в расчленении кривых в каждой точке квантования" формируется фактический комплексный код, характеризующий положение точки в многомерном пространстве данных параметров. В результате сравнения фактического комплексного кода с табличными точка может быть отнесена к одной из предусмотренных цитологических. разностей. Соседние точки, отнесенные к одному и тому же классу пород, объединяются, образуя однородные пласты (слои). В системе ГИК-2М расчленение разреза производится с помощью логических функций, представляющих собой серию конъюнкций, истинность которых проверяется в каждой точке для решения вопроса об отнесении ее к тому илй иному классу пород. В последнее время этот способ дополнен алгоритмом расчленения, основанным на байесовской схеме классификации до максимуму апостериорных вероятностей [Зверев Г. Н., Дмитриева Т. А., Труфанова Л. Д., 1976].,.

Де сих пор о расчленении разреза говорилось как о самостоятельной задаче в отрыве от конечной цели интерпретации данных каротажа, которую можно сформулировать как получение в каждой точке скважины вектора свойств породы Xi^Xl^i^k') по совокупности косвенных измерений Уз(.2) (К1Хп). ' '

Если бы в каждой конкретной точке z было бы достаточно информации для получения вектора Xi^z), задача расчленения была бы решена попутно при построении непрерывных кривых изменения искомых свойств с глубиной. Переход от каротажных диаграмм к искомым физическим свойствам геолбги- ческого разреза в виде непрерывных функций глубины представляется как оптимальная фильтрация каротажных кривых. Однако состояние развития * теорйи методов интерпретации и уровень технологической обеспеченности каротажных измерений пока заставляют решать эти задачи раздельно.

Составление сводного геолого-геофизического разреза

Для детального изучения месторождения и эффективного использования для этой цели всех геолого-геофизических данных необходимо увязать их в единую систему. Такой увязывающей системой является сводный геолого- геофизический разрез, представляющий собой комплекс наиболее характерных диаграмм геофизических параметров, сопоставленный со стратиграфией и литологией изучаемых отложений в их последовательном залегании.

На сводных геолого-геофизических разрезах отражены помимо обобщенного комплекса геофизических диаграмм кр'аткие сведения о породе и руководящей фауне, диапазоны изменения мощностей стратиграфических объектов, обнаруженные в разрезе продуктивные пласты, горизонты. Эти сводные разрезы в последующем используют для достоверной корреляции разрезов скважин, их стратиграфического расчленения в пределах всего месторождения, региона. Сводные геолого-геофизические разрезы составляют по видимым мощностям. В отличие от них, разрез, составленный по средним истинным мощностям пластов/горизонтов в их нормальном залегании, называется нормальным геолого-геофизическим разрезом. Достоверность теолого-геофизических разрезов определяется полнотой и эффективностью использованного при их составлении комплекса геофизических исследований, достаточным объемом вынесенного из скважин и всесторонне изученного керна.

Сводные геолого-геофизические разрезы строят по всему вскрытому скважинами разрезу в масштабе глубин 1 : 500; детальные — в масштабе глубин 1:200 по наиболее перспективной части'вскрытых отложений. На разрезах указывают реперные пласты, горизонты, которые в последующем используют для сопоставления разрезов скважин при геологических построениях. Реперы обычно резко отличаются по своим физическим свойствам от вмещающих пород и характеризуются типичными аномалиями на диаграммах геофизических исследований. . Обязательное условие репера — принадлежность к определенному стратиграфическому горизонту.

Глава III

ДЕТАЛЬНАЯ . КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИИ

Принципы корреляции

Под корреляцией в стратиграфии понимают сопоставление слоев горных пород, отдельных геологических разрезов или их частей с целью установления их одновозрастности. Причем сопоставляемые объекты могут быть территориально близкими или весьма отдаленными. При сопоставлениях ведущая роль принадлежит биостратиграфическому методу, который в большинстве случаев позволяет уверенно устанавливать возрастную адекватность крупных’ подразделений разреза и : при большом удалении друг от друга объектов.

г Цель сопоставлений разрезов при разведочных работах и разработке месторождений— прослеживание продуктивных горизонтов, пластов или пачек; выяснение их выдержанности по простиранию; условий залегания, а также постоянства свойств слагающих их пород на всем протяжении. Сопоставляемые объекты при этом расположены на относительно небольшом удалении друг от друга — в пределах одного месторождения или смежных разведочных площадей. При данном виде корреляции, обычно называемой детальной, био- стратиграфический метод не может играть решающую роль при большом удалении друг от друга сопоставляемых объектов.

Для таких сопоставлений широко используются: вещественный состав пород, их текстурные и структурные особенности, а также их петрофизические характеристики (плотностные,, упругие, магнитные, электрические и радиоактивные). Соответственно ведущее значение приобретают геофизические методы исследования, особая ценность которых помимо объективности определения численно выраженных характеристик состоит в возможности изучения пород непосредственно в скважинах (без подъема их на поверхность) и четкой фиксации границ между пластами различных вещественных составов и петрофизических свойств. Это позволяет достаточно точно определить мощность пластов и соответственно детально расчленить разрез.

Основные принципы биостратиграфии — закон последовательности напластования и закон фаунистической и флористической сукцессии, т. е. последовательной смены одних биоценозов другими в процессе отложения'осадков.

Стратиграфические единицы выделяются на основе фаунистической и z флористической хараКтерист, а также других особенностей. Каждое стратиграфическое подразделение (единица) отвечает определенному геологическому возрасту. По объему и времени формирования стратиграфических подразделений выделяются различные , их ранги. Наиболее значительные из них (общие) имеют планетарное распространение — группа, система, ярус; провинциальные — ярус и зона; региональные — горизонт, слои (им присваивается географическое название) и местная зона.

В соответствии с тем, на Нем основывается выделение стратиграфических единиц, существуют три основные их категории; хроностратиграфические, био- стратиграфические И литостратиграфические, или литогенетические.

Хроностратиграфические единицы являются такими подразделениями земной коры, которые охватывают все отложения, образовавшиеся в течение определенного промежутка времени (Д. Л. Степанов). Теоретически их границы должны быть одновозрастными (независимо от вещественного состава и других особенностей), но на практике они совпадают с теми или иными границами биостратиграфических или - литостратиграфических подразделений.

Литостратиграфические единицы представляют собой комплексы отложений, выделяемые на основе их литологических свойств, и имеют соответственно четко определенный, объем. К 'ним относятся; ’серия, свита, подсвита, толща, пачка, горизонт и пласт.

Биостратиграфические единицы — это стратиграфические единицы, выделение которых основывается лишь на их палеонтологических характеристиках. Это различного рода зональные подразделения.

Следует сразу подчеркнуть, что литостратиграфические единицы (серии, свиты и т. п.) могут по простиранию изменять геологический возраст (верхней или нижней границы) и это следует учитывать при широких региональных построениях. Однако при работе в пределах отдельного месторождения на малом протяжении, это обстоятельство может не учитываться.

Как указывалось выше, детальная корреляция направлена в первую очередь не на установление синхронности формирования отдельных частей разреза, а на прослеживание по простиранию геологических тел, установление их непрерывности на определенной площади, оконтуривание их распространения. Кроме того, объектами детальной корреляции являются относительно небольшие части разреза, выделение которых на основе палеонтологических методов, являющихся основным средством стратиграфических исследований, становится в большинстве случаев практически невозможным.

Особенности пластов, используемыепри детальной корреляции разрезов

Прежде чем приступить к детальному расчленению и корреляции разрезов в пределах одного месторождения необходимо выделить реперы, устойчивые по. простиранию и отличающиеся. от смежных пачек по литологическому составу, а следовательно, и по геофизическим характеристикам пласта.

В Волго-Уральской провинции такими реперами в продуктивных отложениях девона являются известняковые пачки — «средний известняк» и «верхний известняк». Однако подобные реперы, которые по значимости можно именовать реперами первого порядка, встречаются весьма редко.

В терригенных разрезах нефтеносных- отложений мы имеем дело в основном с чередованием' песчаных и глинистых слоев. Электрокаротаж позволяет уверенно фиксировать это чередование, точно устанавливать мощности отдельных пластов. Однако вследствие выклинивания пластов или постепенного изменения по простиранию их литологических характеристик сопоставляемые разрезы скважин часто характеризуются различным числом песчаных или глинистых пластов в составе интересующей части разреза. При этом, используя лишь каротажные диаграммы, трудно определить соответствие друг другу отдельных пластов. В этих случаях необходима помощь литолога, направленная на выявление реперов второго порядка, которыми могут служить любые более или менее выдержанные по простиранию пласты, наделенные индивидуальными литолого-геофизическими характеристиками. Выделение таких реперов -сопряжено со значительными трудностями вследствие малого количества отобранного керна, а также вследствие того, что редко удается найти такую индивидуальную геофизическую характеристику, которая бы позволила перейти затем к сопоставлению по геофизическим данным. Однако, если учесть все трудности, возникающие при разведке и освоении месторождения из-за ошибок в сопоставлении разрезов, станет ясно, что труд, затрачиваемый на поиски реперов второго порядка, вполне оправдан.

Из литологических реперов к идеальным по синхронности относятся обычно широко распространенные по простиранию пепловые горизонты. Вулканогенно-пепловое происхождение пород без их микроскопического изучения установить трудно. Но при этом Следует учитывать, что за счет пеплового материала в постседиментационную стадию зачастую образуются глауконит или монтмориллонит. Соответственно глинистым пластам существенно монтмориллонитового состава или глауконитсодержащим необходимо уделять особое внимание при изучении керна. В целом эффективнее поиски тех или иных «реперных» особенностей. у существенно глинистых пачек. Это объясняется * тем, что глинистые пачки чаще сохраняют устойчивость по простиранию на более или менее значительном расстоянии.

К числу специфических особенностей разрезов, которые можно зафиксировать в результате простого макроскопического описания слагающих их пород, относятся: 1) ритмичность разреза, т. е. закономерное чередование в нем пород с различными литологическими особенностями; 2) характер слоистости,

изменение которого необходимо проанализировать по простиранию; 3) локальные размывы и перерывы в осадкообразовании. Признаками последних являются неровные границы, а также присутствие обломков и галечек залегающих ниже пород в перекрывающих отложениях. Выявление перерывов поможет избежать серьезных ошибок при сопоставлениях.

К числу лабораторных исследований, применяемых для выявления реперов второго порядка, относится изучение структур и минерального состава всех пород разреза.,

Для мощного терригенного разреза эффективно детальное изучение минерального состава обломочного материала, слагающего породу, особенно выделенной из него «тяжелой» фракции, в которой концентрируются акцессорные минералы (циркон, турмалин, рутил, ставролит, эпидот, роговые обманки, пироксены, лейкоксен и др.), а также отдельные рудные минералы и окислы железа. При изучении маломощных толщ этот метод редко дает эффект.

Как указывалось выше, глинистые пачки представляют большой интерес для корреляции. Выявлению отличительных особенностей слагающих их пород способствует и детальное изучение вещественного состава. Как правило, он полиминеральный. Но известны случаи и мономинерального состава. Например, породы, слагающие отдельные прослойки в угольных пластах Донбасса [Петровская А. Н., 1949 г.], полностью состоят из крупнокристаллического каолинита и чрезвычайно выдержаны по простиранию.

. " Идеальными реперами, как уже указывалось, служат и глинистые пласты число пеплового или вулканогенно-осадочного происхождения. Выявление вулканогенного генезиса у глинистых пачек возможно только на основе детальных микроскопических исследований.

Наиболее распространенным минералом глинистых пород, не подвергающихся значительным эпигенетическим изменениям, являются деградированные * гидрослюды. Обычно в подчиненных количествах, в них также присутствуют каолинит, хлорит, монтмориллонит и различнее смешаннослойные минералы.

В породах, подвергшихся глубоким постседиментационным изменениям, в минеральном составе пород Преобладают хлориты или иллиты (гидрослюды). Количественные соотношения между минералами в составе глинистого вещества могут служить основанием для различения глинистых пачек в разрезе и выявления реперов второго порядка.' Поскольку точное определение содержания каждого минерала весьма затруднительно, можно ограничиться установлением Преобладающего минерала и лишь качественной диагностикой остального комплекса.

Основным методом для решения этих задач может служить рентгенографический, достоверно обнаруживающий весь комплекс глинистых минералов и позволяющий с достаточной уверенностью судить о преобладающем в нем минерале.

К подсобным контролирующим методам относится термография; которая преимущественно на базе кривой потери в массе в ходе нагрева порошка породы позволяет уверенно выделить преобладающий компонент. В качестве возможных методов могут быть использованы также электронная микроскопия и определение обменной емкости. Данные об обменной емкости приобретают особый интерес для оценки возможности разбухания глинистого вещества, слагающего цемент пород, при добыче нефти с применением заводнения.

Как уже указывалось, изучение акцессорных минералов в составе песчано-алевритовых терригенных пород может быть полезным лишь в случае немых толщ значительной мощности для обоснования выделения относительно крупных членов разреза. Однако изучение комплексов акцессорных минералов, выделяемых из алевритовой и' мелкопесчаной фракций по плотности посредством жидкости Туле, в целях реконструкции геологической

♦Деградированными называются гидрослюды' с нарушенной в ходе выветривания, размыва исходных пород, транспортировки материала и его переотложения кристаллической решеткой.

истории региона, зачастую дает эффективные результаты.. По ним удается установить источники снора терригенного материала в период формирования отложений и соответственно расшифровать условия седиментации, уточнить тектонические соотношения в пределах изучаемого региона. Идентификацию акцессорных минералов в составе тяжелой, фракции производят под микроскопом с использованием иммерсионных жидкостей, которые дают возможность определить показатели преломления зерен. Для диагностики их минеральной природы кроме показателей преломления используют и другие оптические свойства, а также габитус, структуру, характер излома и спайности, цвет и блеск, плотность, твердость и магнитные свойства.

Справочный материал'для проведения этих определений можно получить из руководств Г. Б. Мильнера (1968 г.), а также В. В. Ляховича [Ляхо- вич В. В., 1979]. -

При обобщении материала, полученного в результате этих исследований, могут использоваться количественные соотношения минералов, однако приоритет должен быть отдан качественному. составу фракций, поскольку сугубо местные условия седиментации могут служить причиной колебаний количественных содержаний.

Всю- накапливаемую, в ходе изучения разрезов информацию надо наносить на схемы сопоставления и геологические профили, строящиеся вдоль и вкрест простирания структур^ По мере накопления данных зачастую возникает необходимость постррёния дополнительных линий сопоставления, отражающих местные колебания в моШности пластов или их выклинивание.

На первых же рабочих схемах сопоставлений разрезы наносят в их последовательном размещении по избранным направлениям. Скважины обычно не расположены на одной линии и при построениях их проектируют на нее.

Вертикальное размещение на чертеже каждого разреза определяется основным наиболее характерным реперным стратиграфическим уровнем, к которому привязывается каждый данный разрез. Обязательное требование к этому уровню — четкое отражение его на каротажных диаграммах. Далее на основе геофизических. данных и данных первичного литологического, а также палеонтологического, изучения материала проводятся дополнительные линии, соединяющие аналогичные пласты в, последовательно размещенных на схеме разрезах.

Накапливаемый материал детальных исследований зачастую вносит весьма существенные коррективы в предварительные сопоставления.

Особые трудности возникают в тех случаях, когда в разрезах число песчаных пластов основного объекта прослеживания существенно изменяется, а имеющаяся информация не позволяет уверенно решить вопрос о выклинивании или размыве какого-то дробного члена разреза. В этих случаях наиболее эффективен метод построения геолого-статистических разрезов.

Особенности корреляции карбонатныхпродуктивных толщ

При корреляции карбонатных продуктивных толщ, по существу, используются те же принципы и критерии, что и для терригенных толщ. Однако имеется целый ■ ряд особенностей, Связанных со спецификой условий осадконакопления и исключительно сильной подверженностью карбонатных пород всевозможным вторичным изменениям таким, как доломитизация, перекристаллизация и др., затушевывающим первичный облик пород.

Основная масса карбонатных продуктивных пород образуется в условиях шельфа и лагун, причем наиболее значительная их часть — биогенным способом. Породы обломочного происхождения развиты довольно ограниченно.

Широкое распространение в карбонатных породах биогенных образований и среди них часто хорошо сохранившихся ископаемых остатков фауны и флоры позволяет нередко в полной мере использовать биостратиграфиче- ский метод, расчленения и корреляции разрезов. Остатки фауны и флоры указывают на фациальные обстановки, в которых происходило осадконакопле-

ние. Однако в некоторых типах карбонатных отложений, наприМер рифогенных, смена фаций и соответствующих им комплексов фауны бывает столь частой, что их не удается проследить в разрезах скважин и провести уверенную корреляцию этих отложений.

Серьезные трудности при корреляции карбонатных отложений возникают в том Случае, если они подверглись воздействию вторичных процессов, особенно таких, как доломитизация, перекристаллизация, сульфатизация и окремнение. В породах, испытавших влияние вторичных процессов, в той или иной мере утрачивается их первоначальный облик. Поэтому основной задачей исследователя, занимающегося корреляцией таких толщ, является восстановление по реликтам текстур и структур первичного облика карбонатных пород.

В основу детальной корреляции карбонатных толщ так же, как и терригенных, положено выделение реперов. Причем если в терригенных толщах карбонатные породы могут служить реперами, то в карбонатных толщах они сами редко используются для этих целей. В карбонатных толщах реперами являются глинистые и сульфатные породы, а также каменная соль.

Расчленение и корреляция карбонатных толщ проводятся с наибольшим успехом там, где удается выделить циклы-осадконакопления. Независимо от природы цикла, т. ё. от его трансгрессивной или регрессивной направленности, в карбонатных толщах породы сменяют друг друга в определенной последовательности. Так, в трансгрессивно-регрессивных циклах карбонатных толщ породы в идеальном случае сменяются снизу вверх по разрезу в такой последовательности: глины, глинистые известняки, известняки, седиментационные доломиты, ангидриты, каменная соль.

Соответственно в регрессивно-трансгрессивных циклах перечисленные породы сменяют друг друга в обратной" последовательности. Близкая к указанной последовательность пород в разрезе описана нами для карбонатной толщи осинского горизонта, распространенного по всему Иркутскому амфитеатру [Марьёнко Ю. И., 1970 г]. Там, где установленная последовательность пород нарушалась, предполагались перерывы в осадконакоплении, существование которых в дальнейшем, как правило, подтверждалось факти- ческими данными.

Комплекс пород, составляющих цикл, может быть и более обширным, if более ограниченным, чем в приведенном цикле. Так, в бассейне осадконакопления, находящемся в зоне гумидного климата, фактически не происходит накопления сульфатных и галитовых образований. Поэтому в таких бассейнах отлагаются главным образом карбонатные, глинисто-карбонатные и глинистые осадки. В эвапоритовых бассейнах, т. е. в зонах с аридным климатом, комплекс пород обычно гораздо разнообразнее. Здесь широко раз-' виты породы смешанного состава, такие как доломито-ангидриты, ангидрито- галиты и др. [Марьенко Ю. И., 1970 г.].

Для конкретной площади или месторождения необходимо установить наиболее полный разрез и далее коррелировать все разрезы между собой, фиксируя выпадение отдельных их частей. Там, где из разреза выпадают его характерные составляющие, можно предполагать перерывы в осадконакоп-. лении.

В зонах гумидного осадконакопления и карбонатных толщах реперами наиболее часто служат глинистые породы. Среди последних наибольшее значение имеют карбонатные глины, глинистые известняки и доломиты. Характерно, что даже в рифогенных образованиях, слагающих рифы и. биогермы, которые, по сложившемуся мнению, имеют массивное строение, при - тщательном изучении разреза удается фиксировать прослои глинистых пород. Этим породам всегда находятся в возрастном отношении аналоги, например в предрифовых и зарифовых фациях, обычно представленных различными глинами.

-Используя цикличность разрезов рифовых, предрифовых и зарифовых , фаций, можно с достаточной уверенностью сопоставлять их между собой. Так, пласты, сложенные глинами в зарифовой и предрифовой фациях, будут иметь аналоги в рифовой фации, представленные глинистыми известняками

или глинистыми доломитами. Появление глинистого материала в рифовых породах чаще всего свидетельствует о развитии трансгрессии.

С другой стороны, галитовым образованиям в зарифовой лагунной фации непосредственно в рифе может не найтись аналогов и поэтому в его пределах в условиях локальной регрессии нередки локальные перерывы в осадконакоплении. В случае отсутствия реперов, прослеживаемых в рифе, биогерме и смежных с ними фациях, а также при сложности установления цикличности исследователь с наибольшей уверенностью может полагаться на биострати- графический метод корреляции.

Достаточно эффективным для расчленения и корреляции рифовых и смежных с ними фаций представляется подход, выработанный Р. Честером [Честер Р., 1968J. Им использованы для этих целей малые элементы, концентрации которых заметно различаются как по разрезу, так и от фации к фации.

В карбонатных толщах, сформировавшихся в зонах аридного осадконакопления, в качестве реперов обычно используются пласты и. прослои каменной соли, ангидритов и гипсов.

В тех. случаях, когда коррелируются карбонатные породы, залегающие в виде пластов, исследователь, по существу, сталкивается с теми же трудностями, что и при корреляции пластов терригенных пород.

Детальная корреляция пласта по разрезам скважин

До начала корреляции все разрезы скважин делят на группы по равным величинам общей мощности изучаемого пласта. Для выявления указанных групп составляют статистический ряд по общим мощностям в виде таблицы, которая содержит графы, характеризующие заданные интервалы (шаги) общей мощности в возрастающем порядке. Практически величина интервала не должна превышать 1—2 м. В каждую графу заносят номера только тех скважин, величины общих мощностей продуктивного пласта которых не выходят' за предёлы интервала соответствующей графы. Затем начинают корреляцию по скважинам той графы, в которой содержится наибольшее их число, т. е. по самой многочисленной группе.

В этой группе выделяют скважину, характеризующуюся наибольшей рас- членностью разреза. Если таких скважин окажется несколько, то среди них выбирают ту, в которой проницаемые слои (зональные интервалы) располагаются по разрезу, наиболее равномерно. Разрез такой скважины принимается за условный эталон. Все проницаемые слои в этой скважине индексируются номерами в возрастающем порядке в зависимости от положения опорного репера, по отношению к которому проводится корреляция. Затем разрез этой скважины с уже! пронумерованными слоями сопоставляют с разрезами других скважин рассматриваемой группы при соблюдении принципа параллельности напластования отдельных слоев по отношению к реперному горизонту. Сопоставлять их можно непосредственно no, каротажным диаграммам, на которых должны быть отмечены все Слои, но удобнее — по колонкам разрезов скважин, составленным по данным этих диаграмм.

В процессе такой корреляции могут наблюдаться следующие основные ситуации.

Один Или несколько слоев (зональных интервалов) разреза изучаемой скважины совпадают гипсометрически с положением каких-либо слоев эталонной скважины. Тогда рассматриваемым слоям присваиваются соответствующие номера слоев эталонной скважины.

Какой-либо слой в изучаемой скважине не совпадает ни с одним слоем эталонной скважины. Тогда этому слою дается новый индекс, который отмечается на разрезах как изучаемой, так и эталонной скважины.

Один мощный слой в изучаемой скважине соответствует двум или более слоям эталонной скважины. При этом условно считают, что указанный мощный слой состоит из суммы мощностей соответствующих слоев эталонной скважины. Индексируется он в виде написанных в строчку номеров слоев эталонной скважины, соединенных знаком плюс.

4'. Два слоя или несколько слоев изучаемой скважины совпадают при сопоставлении с одним слоем эталонной скважины. В этом случае условно считают, что разрез эталонной скважины расчленен недостаточно и поэтому его разделяют на более мелкие слои, соответствующие указанным выше слоям изучаемой скважины. Выделенным слоям присваивают новую нумерацию.

. Когда таким образом будут изучены все группы скважин, переходят к сопоставлению разрезов по группам. Для этого разрезы эталонных скважин каждой группы по тому же принципу сопоставляют между собой. В результате получается один осредненный сводный разрез. По нему устанавливают максимально возможное число слоев (зональных интервалов), которое может встретиться в разрезе отложений изучаемого пласта или горизонта. Полученная в результате обобщения индексация слоев распространяется на все разрезы скважин и является единой для всех групп..

■ Однако в ряде случаев при сопоставлении не получается точного совпадения отдельных слоев "как по мощности, так и по гипсометрическому положению относительно реперного горизонта. Такое несовпадение может быть результатом недостаточно удачного выбора шага при характеристике общей мощности, а также погрешностей, допускаемых при сопоставлении отдельных слоев между собой. С подобными неточностями приходится мириться, ' так как идеальной корреляции осуществить невозможно, и при всех методиках допускается определенная схематизация."

' ‘ Приведенную выше методику детальной корреляции можно рекомендовать на стадии составления технологической схемы разработки, когда на месторождении пробурено еще относительно немного скважин. На стадии же х составления проекта разработки, когда уже разбурен основной фонд скважин, детальную корреляцию следует уточнять по Данным более полного числа пробуренных скважин и, кроме того, проверять в различных направлениях по геологическим профилям с учетом -структурных особенностей изучас- . мого пласта, горизонта или эксплуатационного объекта. Профилями должны быть охвачены по возможности все разрезы скважин.

Все изложенное выше по детальной корреляции справедливо в основном для месторождений, приуроченных к" осадкам, отлагавшимся в прибрежноморских условиях. Если рассматриваемое месторождение приурочено к руслу палеореки, то для проведения корреляции следует все разрезы скважин раз. делить на две группы: в одну из них включить все скважины, расположенные в пределах русла, в другую — скважины, пробуренные на площади, которая, находится вне русла.'' •

". . При корреляции за опорный репер необходимо принимать горизонт, за

легающий в кровле песчаных отложений. Сам же процесс корреляции, по существу, ничем не отличается 6т изложенного выше. •

’ В заключение следует отметить, что охарактеризованную методику можно использовать как для детальной корреляции всего разреза продуктивного пласта, так и для каждой крупной пачки, на которые он может быть предварительно разделен. Корреляция пачек будет более точной, если кровли и подошвы этих пачек установлены достаточно обоснованно и хорошо отби- ' ваются по всем разрезам скважин..-

. § 5. Геолого-математические методы детальной корреляции

у5.1. Общие положения-

■' При любом виде корреляции каждый разрез задается описанием по некоторой совокупности свойств, которые в математическом смысле могут относиться к классам логических (литологические или коллекторские типы пород) или числовых (электрические, плотностные, радиоактивные: и др.) функций. Описание в большинстве случаев завершается выделением последовательности простых одномерных тел, т. е. таких, внутри которых по заданной - определенной совокупности свойств нельзя провести никаких геологических -

резкостных границ. В промысловой практике такими телами являются проницаемые пропластки, обычно выделяемые по данным промысловой геофизики. Рассмотрим принципы корреляции разрезов, заданных последовательностями простых одномерных тел.,

С точки зрения корреляции разрезов простые одномерные тела с определенной долей условности можно разделить на два типа. Первый типэто тела, обладающие резко отличной от других тел данного разреза характеристикой, не повторяющейся в данном разрезе, но устойчиво повторяющейся от разреза к разрезу. Можно с высокой степенью вероятности утверждать, что стратиграфические объемы таких тел во всех разрезах одинаковы, т. е. точки верхних и нижних границ тел принадлежат соответственно к одним и тем же поверхностям напластования. Такие дела называются маркирующими горизонтами, или реперами; примером может служить репер «верхний известняк» в терригенном девоне юго-востока Татарии. Условие их образования — резкое во времени и устойчивое на достаточно боль'шой площади изменение фациальной обстановки. По-видимому, ставить их в отношение стратиграфической идентичности, т. е. взаимно-однозначного соответствия, позволяют уникальность в разрезе и повторяемость по площади, что, в свою очередь, опирается неявно на аксйому невозможности (маловероятности) уникальных во времени и не взаимосвязанных пространственно и генетически событий.

Второй тип тел не обладает перечисленными свойствами. Он образуется в условиях-- пространственно-временной неустойчивости, фациальной обстановки на фоне ее временной повторяемости (ритмичности)-. За счет фациаль- • ных замещений стратиграфические объемы таких тел от разреза к разрезу могут меняться и точки границ одномерных тел могут принадлежать к разным поверхностям напластования. Одномерные тела второго Типа в этом случае нельзя ставить в отношение стратиграфической идентичности. Однако это не означает, ч,то корреляция невозможна вообще; снижается лишь разрешающая способность методов корреляции. Наличие ритмичности, повторяемости условий седиментации во времени — объективная основа для выделения и корреляции составных тел. Под составным телом понимается связная совокупность простых тел, которую ни по одному из свойств нельзя - выделить в целом как простое тело. Ритмическая компонента в строении разрезов позволяет ставить в отношение идентичности подпоследовательности простых одномерных тел. Если для первого типа тел их сходство отчетливо проявляется на уровне самих тел й используется для их идентификации, то для второго типа идентификация может быть выполнена только на уровне подпоследовательностей одномерных тел.

Таким образом, рассмотренные типы тел предопределяют различную детальность разрешения задали корреляции. Подавляющее большинство тел относится ко второму типу. Исходя из изложенного задачу корреляции можно сформулировать следующим образом. Задача корреляции двух разрезов, представляющих Последовательности простых одномерных тел, решает вопрос, являются ли. подпоследовательности этих тел разных разрезов частями одного и того же составного трехмерного тела, пересекающего эти разрезы, или они являются частями разных трехмерных тел, одно из которых лежит выше другого.

В результате решения задачи расчленения и корреляции полное множество простых; одномерных тел но всем разрезам, разбивается на связные совокупности." Внутри связной совокупности подпоследовательности простых одномерных тел разных" разрезов находятся в отношении эквивалентности; простые одномерные тела разных разрезов —■ в отношении толерантности (сходства, близости), предельным случаем которой является отношение экви- - валентности; простые одномерные тела одного разреза — в отношении порядка.,. .

Возможна ситуация, когда корреляции подвергаются непосредственно разрезы, описанные числовой функцией без ее предварительной элементари- зации. Это могут быть, геофизические, синтетические и вообще любым путем полученные описания, характеризующие разрезы локально или обобщенно. В этом случае разрезы представляются последовательностью равноотстоящих

тачек, в которых зафиксировано числовое значение параметра, и производится идентификация точек. В связи с конечной детальностью разрешения задачи из-за наличия элемента неопределенности при корреляции тел второго типа каждой точке одного разреза должна быть сопоставлена не одна, а некоторая подпоследовательность точек другого разреза. Выбор из этой подпоследовательности ёдинственной точки может диктоваться' лишь практической необходимостью принять единственный вариант корреляции, но не отрицает возможности иных вариантов корреляции.

Как пообъектная корреляция (корреляция тел), так и непрерывная корреляция (корреляция точек) не являются самоцелью. В большинстве практических задач корреляция служит основой для расчленения геологического пространства на геологические тела и их герметризации. Поэтому после проведения непрерывной корреляции по несобственным признакам, каковыми являются, допустим, геофизические кривые, и получения системы поверхностей напластования — условных геологических границ неизбежен переход к собственным признакам — резкостным Границам геологических тел. Из этого видно, что непрерывная корреляЩм отличается от пообъектной только характером представления исходных данных и процедурой, но не конечным результатом и не его точностью. Разница, по существу, сводится к хронологии перехода от' несобственных признаков к собственным. При пообъектной корреляции переход совершается на ранней стадий, при выделении, простых одномерных тел; при непрерывной корреляции — при выделении составных трехмерных тел.

Из сказанного вытекает справедливость сформулированного выше определения задачи корреляции также и для метода непрерывной корреляции.

В некоторых задачах необходимым условием является непрерывная корреляция как результат. Она может быть достигнута и при пообъектной корреляции как метода — в результате принятия линейной модели непрерывной корреляции в пределах скоррелированных тел.

По-видимому, выбор того или иного метода корреляции должен произ- .водиться в контексте, задачи более высокого уровня исходя из объема и характера входной информации и требований к выходной информации, налагаемых последующей задачей.

В отношении объема исходной информации встречаются следующие ситуации: . '

— месторождение или несколько мёсторождений разбурены несколькими .скважинами и нужно произвести соответственно внутриплощадную или межплощадную' корреляцию; •

■ —. та же задача при достаточно большом числе скважин на месторождении.

По-видимому, объем информации является одним из основных факторов, определяющих принципы корреляции. При недостатке фактической информации метод корреляции должен позволять использовать априорную информацию о строении исследуемого объекта. При достаточном объеме фактической информации метод должен обеспечивать апостериорную оценку тех же параметров объекта за счет эффективной совместной интерпретации всего комплекса данных. '

_ Идейная основа задачи корреляции заключается в априорном или апостериорном в зависимости от объема исходной информации учете соотношения пространственной изменчивости фаций и скоростей осадконакопления и ин- Тёнсивности размывов (перерыв осадконакопления), выражающихся в изменчивости литологии и мощностей. Наличие изменчивости только по одному признаку делает задачу корреляции тривиальной; по-видиМому, такай ситуация для достаточно больших участков разреза — скорее исключение, чем правило. Геолог при неформальной корреляции единичных разрезов опирается на. некоторое априорное представление о возможных соотношениях между изменчивостью мощности и литологии и неявно вводит ограничение на допустимое искажение мощностей. Выражается это в том, что он «следует» за литологией, т. е, придает ей стратиграфический смысл, а с другой стороны, делает это лишь частично, до некоторого- предела, так как знает о наличии

фациальной компоненты, которой можно объяснить слишком сильные искажения мощностей.

При наличии достаточно большого числа скважин ограничение на допустимое искажение мощностей вырабатывается апостериорно путем совместного анализа всех разрезов и построения мысленной модели объекта, обобщающей основные черты его строения. По-видимому, при формализованных постановках задачи корреляции необходимо учитывать это обстоятельство.

Корреляция единичных разрезов

Для корреляции единичных разрезов одним из наиболее удачных является метод В. Ф. Гришкевича [Гришкевич В. Ф., 1974]. В качестве исходных данных используется числовое описание разрезов, практически — это оцифрованная нормированная кривая ПС. Метод предполагает сравнение литологии разрезов (опосредованной через ПС) и учет изменчивости мощностей целиком для всей коррелируемой толщи.

По существу, выбранная методика формализует работу геолога, формулируя в явном виде соотношение между изменчивостью литологии и мощности в наблюдаемой изменчивости объекта. На основе принятого числового значения данного соотношения выбирается вариайт корреляции, обеспечивающий максимально возможную взаимную упорядоченность изменений литологии разрезов и минимальную изменчивость мощностей.

Процедура корреляции в основных чертах сводится к следующему: За основу берется планшет В. Жековского (1963 г.)—по существу, матрица, показывающая соотношение каждого элементарного интервала первой скважины с интервалами второй. Элементами матрицы являются числовое значение комплексного показателя, отражающего неоднородность между сопоставляемыми интервалами по описывающему разрезы параметру, и расстояние между ними по разрезу. Корреляция двух разрезов сводится к указанию цепочки соседних по сторонам или вершинам элементов, идущих на планшете с левого верхнего угла направо вниз. Переход по сторонам штрафуется априорно заданной величиной, поскольку он приводит к вариации мощностей. Из полного множества цепочек выбирается обладающая минимальной суммой штрафов за вариации мощностей и показателей неоднородности по всем элементам, через которые она проходит. При этом величина штрафа за вариации мощностей задает соотношение между литологическим критерием корреляции (показателем неоднородности) и законом сохранения мощностей. Чем больше эта величина, тем ближе минимальный вариант корреляции к сопоставлению по равным мощностям. Конкретное значение штрафа выбирается из априорных представлений об объекте.

Задача о зоне неопределенности при корреляции выводится из следующих рассуждений. Если вариантов много и они резко отличаются друг от друга, то надежность корреляции мала. Если же вариантов мало и их различие при заданной детальности несущественно, можно говорить об -уверенной корреляции. Оценка неоднозначности корреляции осуществляется путем корреляции «сверху вниз» и «снизу вверх» и сравнения их результатов. В результате выделяется класс допустимых в фиксированном смысле вариантов на их полном множестве.

Для трех разрезов принципы сохраняются, только вместо двумерной матрицы (планшет Жековского), используется трехмерная. В итоге получается корреляционная линия в трехмерном пространстве. Для числа разрезов более трёх используется метод триангуляции, который заключается в корреляции по треугольникам: один разрез с двумя смежными, ранее скоррелированными. Так, последовательно по тройкам коррелируются все разрезы. Решение, полученное на каждой последующей тройке, наследует с некоторой адаптацией решение, полученное па предыдущей тройке, а вся система наследует, развивает решение, полученное на ядре триангуляции (первой тройке).

Математически задача формулируется как оптимизационная, и оптимальная траектория на планшете Жековского выбирается методом динамического

программирования. Определяются два функционала Л1[г(/)] и L[z(/)], характеризующие качество гипотезы в литологическом смысле и меру изменчивости мощностей, и синтезирующий их критерий качества гипотезы в целом:

К [z(01 = ТМ [7(01 + (1 -т) L (г (01.

Здесь М[2(0] получаются интегрированием функции качества /(0 по кривой z(0 на участке между точками, отвечающими положению верхней и нижней опорных поверхностей. Функция качества (функция Жековского) для точки z равна:

где. /ь fj — значения нормированного геофизического параметра в i-й и /-й скважинах.

, функционал L[z(0] определяется как длина корреляционной линии. Коэффициент т задает относительный вес литологического критерия и принципа минимальности искажения мощностей. Изменяя его значения 0^т>1, можно опосредованно влиять на результаты, учитывая интуитивные априорные представления о коррелируемых разрезах. '

Таким образом, данная методика автоматизирует процедуру построения множества вариантов корреляции, отличающихся, степенью нелинейности модели среды. Выбор единственного варианта остается за геологом, использующим при этом интуитивные представления о механизме формирования геологического объекта.

Совместная корреляция комплекса разрезов

В методике, изложенной в предыдущем разделе, выбор конкретного варианта корреляции достигается за счет введения достаточно значимых априорных представлений. В ситуации, когда объект разбурен небольшим числом скважин, использование априорных представлений является единственным выходом. Если объект разбурен достаточно большим числом скважин, вывод о нелинейности модели геологической среды должен следовать из самого фактического материала. Применительно к детальной внутриплощадной корреляции такой метод был разработан в 60-х гг., реализован в рамках комплекса «Геопак-1» и широко апробирован на многих месторождениях Западной Сибири и других районов. . . ' •

Задача детального расчленения и корреляции решается в конечном счете с целью построения модели статического геологического пространства для рациональной разработки нефтяного месторождения. Статическая геологическая модель лежит в основе динамической модели разработки в том смысле, что служит своего рода «ареной», в которой «разыгрываются» динамические процессы, порождаемые различными системами пространственно-временного воздействия на залежь. Очевидно, динамическая модель будет давать наилучшйе результаты на основе адекватной статической модели.

Статическая модель имеет два аспекта описания геологического объекта: геометрию (морфологию) проницаемого тела и пространственное изменение физических свойств внутри последнего. Наибольшую трудность представляет морфологический аспект описания, к которому и относится задача детального расчленения и корреляции.

Проницаемое тело реального геологического объекта в общем случае представляет собой трехмерную фигуру со сложной внутренней геометрией (морфологическая сложность). Сложность выражается в том, что число проницаемых пропластков по скважинам меняется вследствие фациального замещения; меняется их мощность; часто пропластки одной скважины нельзя поставить во взаимно-однозначное соответствие с пропластками других скважин; помимо горизонтальной существует вертикальная морфологическая связность

объекта. Для целей разработки реальный трехмерный геологический объект должен быть сведен к некоторому множеству двумерных (т. е. таких, в которых изменением свойств по вертикали можно пренебречь) с такими отношениями и связями между ними, чтобы в последующем моделируемый процесс фильтрации не был существенно искажен.

В связи с этим и возникает задача детального расчленения и корреляции, продуктивного горизонта, т. е. разбиения по вертикали сложного проницаемого тела на подобласти (пласты), морфологически (а следовательно, и гидродинамически) связанные по вертикали внутри себя больше, чем между собой. Объективная основа для решения задачи — наличие ритмичной вертикальной морфологической связности геологических объектов, являющейся генетическим следствием ритмичности осадконакопления на достаточно большой площади на фоне возмущающих факторов геологической обстановки. Снятие возмущающего фона и выявление систематической компоненты — ритмичности производятся путем синтеза из множества частных разрезов одного обобщенного разреза, получившего название «геолого-статистический разрез» (ГСР). '

Основные идеи построения ГСР и решения, на его основе задачи детального расчленения и корреляции сводятся, к следующему.

На первом этапе выбирается модель напластования в классе линейных моделей. Если имеется только один репер и нет априорной информации о предпочтительности определенной модели,, выясняется наиболее вероятная модель напластования. Рассматриваются две модели. Первая достигается прямым «наложением» друг на друга разрезов попарно смежных скважин, совмещенных по реперу; вторая — проектированием разрезов скважин на вертикальный отрезок 0,1 с условием совмещения репера и подошвы (кровли) горизонта по обеим скважинам. Равные палеоглубины в первой модели и равные нормированные палеоглубины во второй принимаются за эквивалентные (принадлежащие к одним поверхностям, напластования) в первом приближении точки, функция, заданная в точках, является логической и принимает одно из двух значений: 1 (коллектор) и 0 (неколлектор). В рамках обеих моделей по эквивалентным - точкам вычисляется коэффициент взаимосвязи Кв, йредставляющий собой некоторую функцию (логический аналог коэффициента корреляции), отражающую степень взаимной упорядоченности, «похожести» разрезов. В пределе, если по всем парам "эквивалентных точек наблюдается совпадение признаков, то разрезы полностью идентичны, а Кв равен 1. Та из двух моделей, которая максимизирует среднее по всем парам скважин значение Кв, считается наиболее вероятной, так как она наилучшим образом упорядочивает разрезы скважин друг относительно друга.

При наличии двух реперов — в .кровле и подошве объекта — сразу принимается вторая модель напластования. . ■

В итогов выбора модели напластования горизонта отыскиваются эквивалентные (синхроничные) в первом приближении точки по всем разрезам.

На втором этапе из всех разрезов синтезируется один обобщенный разрез путем осреднения признака по ранее найденным эквивалентным точкам. В итоге на каждом уровне палеоглубины (нормированной палеоглубины), заданном множеством эквивалентных точек, получаем значение оценки вероятности коллектора. Последовательность этих чисел и есть ГСР. ГСР дает обобщенную картину строения исследуемого объекта по разрезу. Если ГСР. имеет ритмичный характер, он расчленяется на ритмы. Разрез каждой скважины сопоставляется с ГСР в рамках выбранной модели напластования. Пропластки относятся к тому или иному ритму или к двум и более ритмам одновременно (слияния) по, критериям пространственной близости, в результате чего множество пропластков; коллектора по каждой скважине разбивается на подмножества, соответствующие ритмам (пластам). В итоге продуктивный горизонт расчленяется на пласты и устанавливается их взаимнооднозначное соответствие по скважинам; чем достигается второе приближение задачи корреляции — пообъектная корреляция.

В случае необходимости получения непрерывной корреляции, выполняется третий этап, заключающийся в выборе модели напластования для каждого

ритма отдельно, но по критерию" доли связанной эффективной мощности. Практика показала, что по этому критерию для ритмов, как правило, выбирается вторая модель. В итоге в целом для горизонта получается, непрерывная нелинейная модель корреляции. Полученные оценки поверхностей напластования имеют уже не характер плоскостей, параллельных реперу или проходящих на пропорциональных глубинах между двумя реперами, как на первом

Рис. 6. Общая корреляция: 1 — границы зон; 2 — коллекторРис. 6. Общая корреляция: 1 — границы зон; 2 — коллектор

Рис. 6. Общая корреляция: 1 — границы зон; 2 — коллектор

Рис. 6. Общая корреляция: 1 — границы зон; 2 — коллектор

этапе, а сложных поверхностей, в определенной степени «следящих» за литологией разрезов. Степень искажения мощностей, или, другими словами, степень нелинейности корреляции объекта, контролируется апостериорно получаемыми границами ритмов на ГСР.

Решение задачи дает детальную пространственную картину строения объекта: положения пластов и зон их слияния. Хотя пласт и является трехмерным составным телом, при достаточно детальном расчленении плановое соответствие эквивалентных поверхностей по заданному признаку достаточно велико, что позволяет пренебречь вертикальной координатой и заменить

65653 Заказ № 1049

65

65

реальный пласт его проекцией на горизонтальную плоскость — литологической или любой другой картой. Если имеются зоны слияния пластов, они отражаются такими же картами. Задача отображения изменения физических свойств по площади пласта принадлежит к другому классу задач и поэтому здесь не обсуждается.

Опробование описанной методики в задачах общей внутриплощадной корреляции показало хорошие результаты. Методика дает результаты, не противоречащие ручным, позволяет выделять разнопорядковые ритмы, соответствующие горизонтам и пластам.

Задача межплощадной корреляции с использованием данной методики разрешима в ситуации, когда несколько соседних месторождений или участ

ков большого месторождения разбурены достаточным числом скважин (по, рядка 10 и более). В отличие от традиционного подхода, когда коррелируются разрезы скважин — стратотипы (принцип от частного к частному), здесь используется принцип от общего к общему/

Поскольку ГСР дает обобщенную картину строения разреза месторождения, естественно ожидать большего сходства и более устойчивой корреляции между ГСР, чем между разрезами конкретных скважин разных месторождений, даже если эти разрезы считаются стратотипами. По существу, под стратотип выбирается наиболее типичный, «средний» разрез скважин, а этим качеством в гораздо большей мере обладает ГСР, так как он синтезируется путем осреднения по всем скважинам. Для этого по каждому месторождению с помощью комплекса «Геопак-1» решается задача внутриплощадной корреляции. Далее с помощью программы «Декор» коррелируются геолого-статистические разрезы месторождений. В итоге ритмы одного месторождения ставятся в соответствие ритмам второго месторождения, а следовательно, сопоставляются и соответствующие последовательности отдельных пропластков. Задача может решаться в подвариантах как общей, так и детальной корреляции. Последний имеет практический смысл только при корреляции участков большого месторождения.

На рис. 6 показан пример решения задачи общей внутриплощадной корреляции по данным 20 скважин Варьеганского месторождения в интервале разреза мощностью около 200 м от кровли горизонта БВб до подошвы гори-

зонта БВд. По пяти скважинам с помощью графопостроителя «Бенсон-232» была построена схема корреляции. Было выделено 12 песчаных ритмов, которые, если судить по числу слияний смежных ритмов (во всех 20 скважинах), находятся в отношении иерархической соподчиненности. Семь ритмов п-го порядка с разделяющими их границами зон (минимумами песчанистости), расположенными на ГСР на палеоглубинах 27, 57 м и др., обладают нулевым процентом слияния песчаников смежных ритмов. Эти ритмы целесообразно квалифицировать как продуктивные горизонты. Часть из них осложнена ритмами (п+1)-го порядка, их целесообразно считать пластами. Неосложнен- ность некоторых ритмов n-го порядка не обязательно означает их нерас- членимость. При решении задачи детальной корреляции они могут быть расчленены на пласты. Необходимо заметить, что как в общей, так и в детальной корреляции идентифицируются только ритмы, точнее принадлежащие им подпоследовательности пропластков, т. е. при общей корреляции гарантируется эквивалентность только горизонтов и иногда пластов, при детальной — пластов. Внутри ритмов в обоих случаях в связи с конечной точностью решения задачи корреляции вынужденно принимается линейная модель корреляции, дающая лишь вероятное соотношение элементов сопоставляемых разрезов, но не позволяющая судить об их эквивалентности определенно.

Решение задачи детальной корреляции с помощью комплекса «Геопак-1» проводилось по 61 скважине, пробуренной на горизонт ABt. Самотлорского месторождения. Горизонт расчленен на четыре ритма (пласта) с числом слияний смежных ритмов сверху вниз 8, 7 и 4 % от общего числа скважин, что свидетельствует об относительно хорошей разобщенности ритмов. На рис. 7 решение проиллюстрировано машинной схемой корреляции по пяти смежным скважинам. В скв. 4882 третий и четвертый сверху пропластки являются слияниями смежных ритмов. Условная граница раздела ритмов для целей дифференцированного по пластам подсчета запасов обозначена сплошной чертой.

Глава IV

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ

Лабораторные методы определенияфизических свойств коллекторов

Лабораторные методы исследования пород-коллекторов основаны на использовании образцов, полученных из керна.

Керны, отобранные в процессе бурения скважины при применении различных колонковых долот или из необсаженной части ствола с помощью боковых грунтоносов, как правило, доставляются на поверхность при постепенном понижении давления и температуры до значений, соответствующих атмосферным условиям. Это обстоятельство следует учитывать при определении ряда параметров, характеризующих физические свойства пород, так как в некоторых случаях искажения при определении параметров за счет различия термодинамических условий на глубине и на поверхности могут быть настолько существенными, что поправки становятся обязательными. В частности, при определении основных параметров, характеризующих коллекторские свойства низкопористых и малопроницаемых пород, залегающих на больших глубинах, поправки на давление и температуру могут составлять десятки процентов. Причем искажения имеют место и в том случае, если керн отбирается в специальную колонковую трубу, которая поднимается на поверхность герметично закрытой, т. е. при сохранении в керне пластового давления.

Однако для многих других показателей, так же характеризующих физические свойства породы-коллектора, резкое изменение термодинамических условий в процессе отбора и подъема керна на поверхность не влияет на значения измеряемых величин.

Определение параметров, характеризующих пустотностьпород-коллекторов

Выделяются три основных типа пустот: трещины, каверны и поры.

Трещины представляют собой пустоты, которые отличаются несоизмеримостью размера по одной оси с размерами по двум другим осям координат. По абсолютным величинам размеры трещин могут изменяться в огромном диапазоне. В частности, известны микротрещины, измеряемые долями -миллиметра; макротрещины от 1 мм до 1 см и разломы с раскрытием до 1 м. В лаборатории на образцах породы можно изучать лишь микротрещины.

Каверны и поры — это пустоты, размеры которых по всем трем осям соизмеримы. Обычно их принято разделять по абсолютным размерам. Причем разные авторы предлагают различные критерии выделения каверн. Логично кавернами считать пустоты, в которых проявления капиллярных сил пренебрежимо малы. Капиллярное давление в этих пустотах должно быть меньше давления, обусловленного разностью плотностей несмешивающихся жидкостей примерно в 10 раз. При определении наиболее типичных характеристик нефти и воды в пластовых условиях пустоты размером (средним) более 3 мм следует считать кавернами, меньше 0,1 мм — порами. Пустоты же в интервале размеров 0,1—3 мм в зависимости от свойств пары жидкостей, характеристики смачиваемости и структурных особенностей пустотного пространства могут быть отнесены или к порам, или к кавернам.

Пористостью принято называть относительный объем пустот, (пор, каверн, трещин и др.) в породе-коллекторе, выражаемый в долях единицы или процентах. Следовательно, определение пористости в лаборатории сводится к измерению объема образца породы и суммарного объема пустот в этом образце. Для вычисления абсолютной пористости необходимо измерить суммарный объем абсолютно всех пустот в образце, а открытой пористости — только объем сообщающихся между собой пустот.

Для определения пористости, обусловленной наличием только пор межзерновой пористости, необходимы образцы небольших размеров — диаметром 20—30 мм, а в некоторых случаях и меньше.

Общий объем образца правильной формы измеряют по длине -сторон (для образца в виде призмы) или по длине и диаметру (для образца цилиндрической формы).

Общий объем образца неправильной формы находят путем взвешивания его в жидкости. Перед взвешиванием образец тщательно насыщают этой же жидкостью или покрывают поверхность изолирующим материалом, например парафином или смолой. Потеря массы в жидкости (по сравнению с массой при взвешивании в воздухе), деленная на плотность жидкости, определяет общий объем образца.

Общий объем образца можно определить, погружая его в ртуть и фиксируя соответствующие уровни ртути в системе без образца и с образцом. Такой способ измерения общего объема образца предусматривается при определении пористости с помощью порозиметра Кобэ или ртутной установки [Николаенко Н. А., 1968 г.], применяемой в ЦНИЛе объединения Укрнефть. Недостаток методики состоит в том, что после измерений в ртутной установке образец приходится выбрасывать.

Суммарный объем всех поровых каналов в случае определения абсолютной пористости может быть измерен только при разрушении образца, а точнее, при растирании его в ступке. Определив методом пикнометра плотность разобщенных породообразующих зерен (взвешиванием пикнометра с зернами породы Gn, а затем с зернами и определенным количеством воды Gn.B после тщательного вакуумирования), составлявших ранее скелет породы в объеме образца, можно вычислить значение абсолютной пористости:

дп а = Vo6p-Кск , (IV1)

УобР

где Ус к = Gn/рп-

Рис. 8. Схема установки для измере- . ния суммарного объема пор образца газометрическим методом:1 — ампула с образцом (объем Уамп); 2 — трехходовой кран; 3 — калиброванный сосуд (объем Усос); 4 — дифференциальный манометр; 5 —воздушный насос (газовый баллон)Рис. 8. Схема установки для измере- . ния суммарного объема пор образца газометрическим методом:1 — ампула с образцом (объем Уамп); 2 — трехходовой кран; 3 — калиброванный сосуд (объем Усос); 4 — дифференциальный манометр; 5 —воздушный насос (газовый баллон)Уск — УампУск — УампУсос (РгР1)Рат РгУсос (РгР1)Рат Рг(IV.4)(IV.4)

Рис. 8. Схема установки для измере- . ния суммарного объема пор образца газометрическим методом:

1 — ампула с образцом (объем Уамп); 2 — трехходовой кран; 3 — калиброванный сосуд (объем Усос); 4 — дифференциальный манометр; 5 —воздушный насос (газовый баллон)

Рис. 8. Схема установки для измере- . ния суммарного объема пор образца газометрическим методом:

1 — ампула с образцом (объем Уамп); 2 — трехходовой кран; 3 — калиброванный сосуд (объем Усос); 4 — дифференциальный манометр; 5 —воздушный насос (газовый баллон)

Уск — Уамп

Уск — Уамп

Усос (РгР1)

Рат Рг

Усос (РгР1)

Рат Рг

(IV.4)

(IV.4)

Для измерения суммарного объема сообщающихся поровых каналов весьма распространен метод взвешивания образца после полного насыщения пор жидкостью, не реагирующей с породообразующими минералами. В качестве насыщающей жидкости наиболее часто применяется очищенный керо

син, который имеет отличную проникающую способность и совершенно инертен по отношению к породообразующим минералам. Применяется также и

минерализованная вода, например раствор NaCl, с концентрацией соответствующей общей минерализации пластовой воды. При соблюдении всех предосторожностей, в частности при контролировании степени насыщения (эмпирическим подбором времени вакуумирования в зависимости от размера, типа и проницаемости образцов породы, повышением давления в жидкости, которой насыщаются образцы до 5—10 МПа и др.), объемы насыщающих один и тот же образец керосина и раствора NaCl должны быть одинаковы. Выбор рабочей жидкости определяется комп-

лексом последующих измерений на образце. Например, для последующих измерений проницаемости по воде (имитирующей пластовую) или электрических измерений открытую пористость целесообразно определять при насыщении образца минерализованной водой. Суммарный Объем СООбщаЮЩИХСЯ ПОР (Упор) вычисляется по разности массы насыщенного жидкостью образца (бж) и массы сухого образца (Осух) в воздухе (с учетом плотности жидкости):

И„ОР= ^"^ ,(IV.2)

Рж

тогда

^.0=-^.(IV.3)

Кобр

Метод йасыщения пор жидкостью удобен еще и тем, что в этом случае очень легко измерить объем всего образца, взвешивая насыщенный жидкостью

образец в той же самой жидкости.'

Более экспресен газометрический метод измерения суммарного объема сообщающихся пор через объем скелета породообразующих зерен (Уск). В этом случае сухой образец помещают в ампулу (Уамп), соединенную через трехходовой кран с калиброванным сосудом (Усос), имеющим дифференциальный манометр для измерения давления в сосуде относительно атмосферного. Измерение сводится к фиксированию некоторого давления в калиброванном сосуде (ниже атмосферного на 0,01—0,02 МПа) при закрытом кране (pi) и при подключёнии ампулы (объем которой также известен) с образцом (р2). Перепады давления не должны быть очень большими, чтобы исключить возможные искажения за счет адсорбции и десорбции газа. В качестве рабочего агента могут применяться воздух, азот или инертный газ, например гелий..::.

Схема установки приведена на рис. 8. Объем минерального скелета образца вычисляется по формуле

где рат — атмосферное давление. .

При измерении объема минерального скелета газометрическим , методом общий объем образца приходится находить отдельно.

Для получения надежных определений кавернозности необходимо использовать образцы породы достаточно больших размеров, во всяком случае больше общепринятых размеров (порядка 30 мм для образцов цилиндрической формы). Однако при работе с образцами больших размеров сложнее осуществить полное насыщение пустотного пространства жидкостью. В большинстве случаев предпочтительнее пользоваться газометрическим методом измерения пустот.

Каверны бывают сообщающиеся между собой или изолированные. Степень изоляции каверн или степень их сообщаемости зависят от пористости и наличия проводящих каналов в плотных частях породы. Суммарный объем сообщающихся каверн в плотных, практически не проводящих жидкости породах (изолированные каверны не принимают участие в процессах перемещения или вытеснения жидкостей) следует определять методом насыщения с использованием образцов большого размера. Причем при измерении общего объема образца необходимо учитывать каверны, оказавшиеся на поверхности образца.

Определить объем каверн и кавернозность прямым методом для пород, плотная часть которых достаточно пориста и содержит проводящие жидкость микроканалы, не представляется возможным. Поэтому кавернозность для таких пород определяется косвенно по разности суммарного объема пустот, включающих каверны и поры, и объема поровых каналов плотных частей породы. Для этого необходимо найти суммарный объем пустот и пустотность для образца больших размеров, в целом, а затем определить среднюю пористость собстверйо породы.

Есть и другие способы измерения объема образцов кавернозной породы и суммарного объема каверн и пор, а также открытой и абсолютной пористости породы [Мельникова Ю. С., 1971].

Целенаправленные определения трещиноватости пород на образцах могут проводиться различными методами. Например, метод пропитки образцов породы флюоресцирующей жидкостью позволяет фиксировать наличие работающих трещин и их ориентацию. Однако данный метод не позволяет делать количественные оценки суммарного объема и проводимости системы этих трещин.

На возможность количественных оценок объема трещин, а также расчетную оценку проводимости системы по геометрическим характеристикам отдельных трещин претендует разработанный группой исследователей ВНИГРИ метод изучения трещин по шлифам. Очевидно, что шлифы должны быть как можно большего размера и приготовляться из целых кернов диаметром 80— 100 мм. При достаточно большом числе определений и правильном осреднении данных можно получить приближенное значение суммарного объема системы трещин породы-коллектора в исследуемом интервале.

Приближенность определений суммарного объема трещин по шлифам обусловлена прежде всего возможным несоответствием раскрытия трещин в керне на поверхности, т. е. в условиях полной разгрузки, и в условиях естественного залегания пласта, когда действуют горное и пластовое давления. Кроме того, следует учитывать возможность образования новых трещин в процессе отбора керна, когда на забое имеют место значительные динамические нагрузки. Поэтому значения объемов систем трещин по данным определений параметров трещин в лаборатории необходимо сопоставлять с результатами, полученными при гидродинамических исследованиях пласта, которые обусловлены проявлением действительно работающих трещин и, как правило, учитывают возможные изменения объема трещин в зависимости от соотношения горного и пластового давлений.

Определение проницаемости пород-коллекторов

Проницаемость пор оды-коллектор а — параметр, выражающий способность породы пропускать через себя жидкости и газы при определенных градиентах давления. Единица измерения проницаемости в Международной си-

стеме единиц (СИ) — м2. Ранее у нефтяников была принята единица дарси (Д) • 1 Д~ 1,02 • IO"12 м2; 1 мД« 1,02 • 10~15 м2.

q =,(IV 5)

Следовательно, для нахождения проницаемости исходя из закона Дарси необходимо измерить расход (объемную скорость) жидкости или газа, фильтрующихся через образец (q), и перепад давления (Др). Зная геометрические размеры образца (L и F), а также вязкость газа и жидкости р, легко вычислить величину Аир.

Принципиально применимы два метода измерений: при установившейся и при неустановившейся фильтрации жидкости или газа.

Величины проницаемости, определенной в лаборатории на образцах породы, могут различаться в зависимости от свойств рабочего агента, т. е. фильтрующегося флюида.

Определение проницаемости при установившейся фильтрации газа -

Наиболее точные значения проницаемости получаются при фильтрации газа, например азота или воздуха через образец. Это объясняется тем, что азот или составные компоненты воздуха практически не реагируют с породообразующими минералами, а также обеспечивают полное и равномерное насыщение поровых каналов. Толщиной адсорбционного слоя молекул газа можно пренебречь. Следовательно, газ фильтруется через все поровые каналы по всему сечению, что обусловливает получение максимальных значений проницаемости. Причем при измерении проницаемости по газу величину объемной скорости газа в уравнении Дарси следует привести к среднему давлению в образце. В опытах необходимо использовать образцы, высушенные при температуре, не превышающей температуру пласта (не более 85—90 °C), чтобы исключить изменения в строении зерен породообразующих минералов и растрескивание породы. Проницаемость по газу (при полном насыщении фильтрующимся флюидом) принято называть абсолютной.

Абсолютная проницаемость (или проницаемость по газу) вычисляется по уравнению

6пр =’<IV-6>

■. ГДр

где Q — расход газа, приведенный к среднему давлению р в образце, т. е. - Pi + Ра — р; Др — разность давлений на входе (pi) в образец и выходе ^р^, т. е. kp=px — р2.

Так как расход газа через образец, обычно замеряемый газомерами, газовыми часами и другими замерными устройствами, регистрируется при атмосферном давлении, то уравнение для вычисления значений проницаемости при установившейся фильтрации газа следует переписать в виде '

&пр —'&пр —'2 qp? Lp атF^-P^V2 qp? Lp атF^-P^V(IV.7)(IV.7)

&пр —'

&пр —'

2 qp? Lp ат

F^-P^V

2 qp? Lp ат

F^-P^V

(IV.7)

(IV.7)

При определении проницаемости очень важно, чтобы трубки, которыми присоединяется дифференциальный манометр (или отдельно два манометра), отходили непосредственно от входной и выходной торцевых поверхностей образца. Можно трубки на манометры устанавливать произвольно в любой точке по длине образца, определяя соответственно и расстояние между ними

как длину образца. Следует помнить, что установка трубок, соединяющихся с манометрами на некотором расстоянии от торцевой поверхности образца, какого бы диаметра ни были соединительные трубки установки, неизбежно

ведет к погрешностям определения проницаемости, как правило, занижая ее. На рис. 9 приведена принципиальная схема установки для определения проницаемости по газу при средних давлениях в образце 0,5—10 МПа. При монтировании образца в установку следует тщательно следить за обеспечением герметизации образца по боковой поверхности. Чаще всего это надежно обеспечивается применением пневматического обжима.

При измерении проницаемости при фильтрации газа можно допускать, чтобы среднее давление в образце было близким к атмосферному или даже ниже его. Однако в этом случае значения проницаемости, вычисленные по уравнению (IV.7), будут завышены из-за проскальзывания газа; причем завышение будет тем больше, чем меньше проницаемость образца. Явление проскальзывания газа выражается в том, что при малых давлениях или разрежении газа длина свободного пробега

Рис. 9. Принципиальная схема установки образца при определении проницаемости по газу:1 — газ из воздуходувки или газового баллона (через редуктор); 2 — герметизирующее покрытие образца ‘(оболочка);3 —газомер; 4—дифференциальный манометр на участке длиной I; 5 — дифференциальный манометр, замеряющий перепад давления на всей длине образцаРис. 9. Принципиальная схема установки образца при определении проницаемости по газу:1 — газ из воздуходувки или газового баллона (через редуктор); 2 — герметизирующее покрытие образца ‘(оболочка);3 —газомер; 4—дифференциальный манометр на участке длиной I; 5 — дифференциальный манометр, замеряющий перепад давления на всей длине образцамолекул газа становится равной (или даже большей) среднему размеру поровых каналов. В результате течение газа через поровые каналы образца породы происходит более интенсивно, чем это следовало бы

Рис. 9. Принципиальная схема установки образца при определении проницаемости по газу:

1 — газ из воздуходувки или газового баллона (через редуктор); 2 — герметизирующее покрытие образца ‘(оболочка);

3 —газомер; 4—дифференциальный манометр на участке длиной I; 5 — дифференциальный манометр, замеряющий перепад давления на всей длине образца

Рис. 9. Принципиальная схема установки образца при определении проницаемости по газу:

1 — газ из воздуходувки или газового баллона (через редуктор); 2 — герметизирующее покрытие образца ‘(оболочка);

3 —газомер; 4—дифференциальный манометр на участке длиной I; 5 — дифференциальный манометр, замеряющий перепад давления на всей длине образца

. ожидать в соответствии с законами обычной газодинамики.

на котором по оси ординат наносятна котором по оси ординат наносятПолучение достоверных значений проницаемости при установившейся фильтрации газа при малых давлениях или даже разрежении в образце требует проведения не менее трех измерений при разных давлениях и экстраполяции зависимости Алр=Л(р) в область больших давлений. Для этого строят график, значения проницаемости (Апр), вычис-

на котором по оси ординат наносят

на котором по оси ординат наносят

ленные для различных средних давлений в образце, откладываемых по оси абсцисс. На рис. 10 приведен такой график, построенный по данным фильтра-

ции азота при разных давлениях.

Для удобства построения по оси абсцисс откладывают величину, обратную давлению, т. е. 1/р. При экстраполяции кривой до пересечения с осью координат получается значение проницаемости при бесконечно большом давлении, т. е. абсолютной проницаемости. Клинкенберг, в свое время детально занимавшийся изучением этого явления, составил таблицы и предложил уравнения, позволяющие корректировать значения проницаемости по данным единичного определения при малых величинах среднего давления в образце.

Определение проницаемости при неустановившейся фильтрации газа

В этом случае проницаемость измеряется с помощью установки, в которой осуществляется переток газа через испытуемый образец породы из одного сосуда в другой или из сосуда в атмосферу. Использование калиброванных сосудов исключает операцию по измерению давления в сосудах (сосуде). Принципиальная схема установки для определения проницаемости при неус- тановившейся фильтрации газа приведена на рис. 11. Операция по измерению давления в сосуде при фильтрации газа легко автоматизируется, если применить электросекундомер и установить пары контактов в колене дифференциального манометра. Уравнение для определения проницаемости при фиксированном изменении перепада включает только размеры образца и время изменения давления в заданном интервале [Ковалев А. Г., Покровский В. В., 1971]. Например, для случая истечения газа из одного калиброванного сосуда

в другой того же объема расчетное уравнение при заданной величине измеряемого перепада давления имеет вид

MLl/ln^^

(,v-8)

в котором переменными будут размеры образца L и F и время I, за которое перепад давления от Ар0 изменяется до Apt.

При реализации метода определения проницаемости при неустановив- шейся фильтрации возможны и другие варианты схем установок [Гороян В. И.. 1970 г.].

Используя установку для определения проницаемости при неустановив- шейся фильтрации газа, можно делать качественные оценки проницаемости пр образцам очень малых размеров, например по кусочкам породы, выноси-

0,51/р

Рис. 10. Зависимость проницаемости образца от среднего давления газа, фильтрующегося через образец

Рис. 11. Принципиальная схема установки для определения проницаемости при неуста- новившейся фильтрации газа:

/ — кернодержатель; 2 — выход в атмосферу; 3 — электросекундомер; 4 — дифференциальный манометр с контактами; 5 — сжатый воздух из баллона

мым на поверхность в процессе гидропескоструйной перфорации или бурении скважин [Ковалев А. Г., Новокрещенова А. П., 1976 г.]. В этом случае могут использоваться кусочки неправильной формы, длину или диаметр которых практически невозможно определить. Кусочек породы неправильной формы помещается в кернодержатель, регистрируется время истечения газа из калиброванного сосуда при абсолютных давлениях, различающихся на порядок. Затем по графику зависимости поправок от проницаемости Ь=^\(р, к) находится примерное значение проницаемости данного образца породы. Этот метод не дает точных значений проницаемости, так как количественные характеристики явления проскальзывания газа, на степени проявления которого основан метод, в очень большой мере зависят от микроструктуры порового пространства.

Определение проницаемости при фильтрации через образец жидкости

Проницаемость по жидкости в лаборатории определяется также на основе уравнения Дарси, по данным измерения в эксперименте расхода жидкости и перепада давления на участке заданной длины. Лабораторная установка должна позволять измерять перепад давления или непосредственно между торцевыми поверхностями образца (входной и выходной), или между двумя точками, расстояние между которыми берется в качестве длины при вычислении значений проницаемости. Принципиальная схема установки

(рис. 12) может быть реализована в двух вариантах: а — задается перепад давления на всей длине образца, измеряется скорость фильтрации, т. е. расход жидкости через образец; б — задается постоянный расход жидкости и

измеряется перепад давления на фиксированной или полной длине образца.

При определении проницаемости по первой схеме замеры снимают после того, как расход жидкости стабилизируется во времени, т. е. фильтрацию можно считать установившейся. При работе по второй схеме момент уста- новившейся фильтрации фиксируется по

Рис. 12. Принципиальная схема установки для определения проницаемости при фильтрации жидкости:Рис. 12. Принципиальная схема установки для определения проницаемости при фильтрации жидкости:а — вариант фильтрации с постоянным расходом: / — задатчик расхода; 2 — фильтр; 3 — образец; 4 — герметизирующая оболочка; 5 — капилляр для создания противодавления (или регулятор давления «до себя»); 6— мерный сосуд; 7 и 8 — дифференциальные манометры соответственно на контрольном участке и на всей длине образца.б—вариант фильтрации с постояннымперепадом: 1 — напорный сосуд с по-стоянным уровнема — вариант фильтрации с постоянным расходом: / — задатчик расхода; 2 — фильтр; 3 — образец; 4 — герметизирующая оболочка; 5 — капилляр для создания противодавления (или регулятор давления «до себя»); 6— мерный сосуд; 7 и 8 — дифференциальные манометры соответственно на контрольном участке и на всей длине образца.б—вариант фильтрации с постояннымперепадом: 1 — напорный сосуд с по-стоянным уровнемустановлению перепада давления, регистрируемого дифференциальным манометром.

Рис. 12. Принципиальная схема установки для определения проницаемости при фильтрации жидкости:

Рис. 12. Принципиальная схема установки для определения проницаемости при фильтрации жидкости:

а — вариант фильтрации с постоянным расходом: / — задатчик расхода; 2 — фильтр; 3 — образец; 4 — герметизирующая оболочка; 5 — капилляр для создания противодавления (или регулятор давления «до себя»); 6— мерный сосуд; 7 и 8 — дифференциальные манометры соответственно на контрольном участке и на всей длине образца.

б—вариант фильтрации с постояннымперепадом: 1 — напорный сосуд с по-стоянным уровнем

а — вариант фильтрации с постоянным расходом: / — задатчик расхода; 2 — фильтр; 3 — образец; 4 — герметизирующая оболочка; 5 — капилляр для создания противодавления (или регулятор давления «до себя»); 6— мерный сосуд; 7 и 8 — дифференциальные манометры соответственно на контрольном участке и на всей длине образца.

б—вариант фильтрации с постояннымперепадом: 1 — напорный сосуд с по-стоянным уровнем

При определении проницаемости по жидкости очень важно выбрать рабочий агент. На практике применяют керосин, пластовую или минерализованную воду, реже дегазированную или модельную нефть. При работе с любой из указанных жидкостей очень важно обеспечить полное насыщение порового пространства образца этой жидкостью (если эта операция не была выполнена раньше, например при определении пористости) .

Простое вакуумирование образца и жидкости, приготовленной для его насыщения, не всегда обеспечивает полное, т. е. 100 %-ное насыщение. Для гарантированного насыщения пор образца жидкостью необходимо прокачать через него некоторое количество жидкости (2—3 объема порового пространства) при давлении в образце около 5 МПа. Фильтрацию жидкости в процессе определения проницаемости желательно (а в случае фильтрации маломинерализованной воды обязательно) проводить также при давлении в образце не менее 5 МПа. Для этого на выходном конце устанавливается регулятор давления «до. себя» или дополнительное сопротивление в виде очень тонкого медного капилляра определенной длины. Установка фильтра перед образцом также крайне желательна, особенно при фильтрации дегазированной или модельной нефти.

При проведении эксперимента по указанным схемам и с соблюдением рекомендуемых предосторожностей течение жидкости довольно быстро становится установившимся. В случае применения дегазированной или модельной нефти установившаяся фильтрация в зависимости от выбранной нефти и ме

тодики ее подготовки к эксперименту в некоторых случаях может не достигаться. По мнению некоторых авторов, почти все дегазированные нефти, претерпевшие охлаждение ниже 15 °C, фильтруются с непрекращающимся зату

ханием.

Есть основания считать, что нагрев дегазированной нефти или ее раствора в углеводородных жидкостях до температуры выше пластовой на 20— 25 °C с последующим центрифугированием и фильтрацией через фильтр может обеспечить незатухающую фильтрацию. Однако предлагаемый способ подготовки нефти к эксперименту не исключает тщательной проверки ее на способность фильтроваться через пористую среду или данную породу.

Наиболее интересны с точки зрения дальнейшего использования значения проницаемости образцов породы-коллектора при фильтрации пластовой воды или воды, имитирующей пластовую по солевому составу . В этом случае зерна и частицы породообразующих минералов находятся в равновесном состоянии с водной фазой (исключая обменные реакции, в том> числе вызывающие изменение объема поровых каналов). Такое состояние вполне соответствует условиям в пласте, где порода-коллектор в любой части пласта содержит некоторое количество связанной воды (как правило, по солевому составу близкой к пластовой), обеспечивающей равновесную с водой влажность гидрофильных породообразующих минералов. Поэтому значения проницаемости при установившейся фильтрации пластовой воды наиболее объективно характеризуют потенциальную проводимость породы-коллектора. Именно это значение проницаемости следует считать за абсолютную проницаемость пласта по жидкости.

Значения проницаемости, полученные при фильтрации чистых углеводородных жидкостей, в том числе керосина, в большинстве случаев мало отличаются от значений проницаемости при фильтрации газа. Лишь при определении проницаемости образцов, распределение пор которых характеризуется большой долей очень малых по размеру каналов, возможны существенно меньшие значения по сравнению с газопроницаемостью, что следует объяснять влиянием аномальных свойств пристенных слоев жидкости.

Информация о проницаемости при фильтрации дегазированной нефти или модели нефти лишь в определенной степени характеризует поведение системы нефть—порода. Дело в том, что дегазированная или модельная нефть существенно отличаются по свойствам и составу от пластовых, насыщенных газом нефтей. Следовательно, и данные о поведении этой системы в некоторой степени относительны.

Фильтрационные характеристики течения нефти при полном насыщении ею пустотности пространства могут существенно отличаться от таких характеристик при наличии связанной воды. Исключение может составить случай, когда определения проводятся на образцах высокопористых и очень проницаемых пород-коллекторов, содержание связанной воды в которых меньше 10 % (в некоторых случаях 2—3 %).

Определение фазовых проницаемостей при совместном течениинескольких несмешивающихся жидкостей (и газа)

На определенных участках пласта имеет место совместное течение нефти и вытесняющего агента (воды, -газа). На основании промысловых наблюдений и лабораторных экспериментов установлено, что фильтрационные сопротивления при наличии в пористой среде двух фаз резко возрастают. Это означает, что проницаемость для любой фазы при наличии в пористой среде другой, несмешивающейся жидкости (газа), независимо от того подвижна или неподвижна эта жидкость (газ), будет намного меньше, чем при полном насыщении пустотного пространства одной жидкостью. Очевидно, чем больше в пустотном пространстве другой жидкости (газа), тем меньше проницаемость для первой, если вообще фильтрация ее возможна.

В настоящее время наиболее изучен случай совместного течения воды и нефти.

Несмотря на то что концепция фазовых проницаемостей была сформулирована впервые в 1943 г. и после этого многократно подтверждалась экспериментами многих исследователей за рубежом и в Советском Союзе, физическая сторона этого явления остается не совсем ясной. Прежде всего неясен механизм совместного течения несмешивающихся жидкостей. В свое время [Maskat М., Chatenever A., Hacherman N.,1953 г.] была высказана гипотеза, что при совместном течении несмешивающихся жидкостей могут существовать два различных режима фильтрации.

При одном режиме ряд каналов в пористой среде все время остается занятым жидкостью, предпочтительнее смачивающей породу, а другие каналы заняты жидкостью, не смешивающейся с первой. Разным долям поровых каналов, занятых соответственно первой и второй жидкостями, образующих непрерывную фильтрующуюся фазу, соответствуют различные насыщенность и проницаемость для этих жидкостей.

Второй режим предопределяет совместное течение двух несмешиваю- щихся жидкостей по поровым каналам в виде четок. Очевидно, что в зависимости от того, какова степень дробления жидкостей и будет ли смачивающей дисперсная среда или диспергируемая жидкость, станет разным и фильтрационное сопротивление при одних и тех же насыщенностях.

В зависимости от того, какая из концепций наиболее соответствует действительности, и должен определяться выбор метода измерения фазовых про- ницаемостей. Так, концепция непрерывного распределения фаз по отдельным каналам и фазовой проницаемости, пропорциональной числу и диаметру этих каналов, делает возможным расчетное определение фазовых проницаемостей по кривым капиллярного давления, точнее, по распределению пор по размерам [Burdine N. Т., 1950 г.] или при совместном течении практически любых несмешивающихся жидкостей.

Концепция четочного режима, когда в пористой среде фильтруются перемежающиеся порции несмешивающихся жидкостей, должна предполагать несколько иной характер течения, в частности диспергирование нефти и воды и фильтрацию на некоторых участках в пористой среде смесей или даже эмульсий. Четочный режим с образованием эмульсии при определенных соотношениях фильтрующихся жидкостей должен резко изменить условия течения. В этом случае смесь жидкостей должна иметь аномально высокую вязкость, приводящую к очень высоким сопротивлениям на участках двухфазного течения.

Исходя из предположения, что в пористой среде на фронте вытеснения образуются смеси, которые могут рассматриваться как эмульсии, очень важно учитывать свойства нефти и воды, а точнее их поведение на границе раздела. Прочность эмульсии, продолжительность существования отдельных капель, зависит от прочности межфазных пленок в пластовых условиях, а степень дисперсности — от структурных свойств пористой среды и скорости фильтрации смеси. В этом случае фазовые проницаемости можно оценивать только непосредственно в опытах по совместному течению. Причем при проведении таких опытов в образец должна подаваться тщательно приготовленная смесь двух несмешивающихся фаз, например углеводородной жидкости, обладающей свойствами близкими к свойствам моделируемой нефти, и воды.

Поскольку интенсивность процесса образования эмульсии и ее качество зависят от свойств жидкостей, скорости течения и их взаимодействия с породой, то какое-либо гидродинамическое моделирование этого процесса представляется маловероятным. Так как на процесс образования эмульсии, безусловно, оказывают влияние структура поровых каналов, минеральный состав породы и термодинамические условия пласта, то фазовые проницаемости целесообразно измерять на естественных образцах, в условиях близких к пластовым. Причем могут использоваться два принципиально различных метода: расчет по средним данным в процессе вытеснения или расчет по данным стационарной фильтрации смеси с заданным соотношением воды и нефти.

Очевидно, что значения фазовых проницаемостей, рассчитанные по средним показателям процесса вытеснения, должны быть более близкими к реальным при совместном течении несмешивающихся взаимовытесняющих жидкостей. Однако этот метод требует сложных экспериментов на длинных образцах.

Стационарная фильтрация несмешивающихся жидкостей при различных заданных -соотношениях может привести к некоторым погрешностям в результате неидентичности смеси в разных экспериментах. Свойства смеси могут в значительной степени определяться методикой образования ее на входе в образец, при совместном течении через который определяются фазовые проницаемости.

Существует еще один способ измерения фазовых проницаемостей, представляющий собой метод решения обратных задач вытеснения несмешиваю- щихся жидкостей по уравнению Баклея—Леверетта. Метод основан на обработке данных вытеснения несмешивающихся жидкостей при условии ничтожно малого влияния капиллярных сил с целью получения кривых фазовых проницаемостей. Использование этих кривых дает расчетную динамику вытеснения рассматриваемых несмешивающихся жидкостей точно такую же, как и динамика эксперимента, результаты которого использовались для определения фазовых проницаемостей. Одним словом — это нахождение неизвестных коэффициентов в уравнении Баклея—Леверетта по данным эксперимента для определенных пористой среды, свойств жидкостей и капиллярности. Эти методы известны давно [Welge Н.. 1952 г., Эфрос Д. А., 1956 г.]. Имеются достаточно простые варианты их применения [Кундин С. А., Куранов И. Ф., 1960 г.], причем все расчеты можно вести на ЭВМ.

В последнее время предложены методы получения кривых фазовых проницаемостей для пластов или горизонтов с достаточно неоднородным строением. Вода, вытесняющая нефть, в таких пластах или горизонтах перемещается языками, по слоям и пропласткам в соответствии с их проницаемостью. Средняя насыщенность в таком объекте определяется наличием, серии, полностью или частично промытых пропластков и слоев с начальной нефте- насыщенностью. Причем по мере прогрессирования обводненности объекта, т. е. с изменением средней насыщенности, проницаемости его для воды и для нефти будут изменяться. По кривым фазовых проницаемостей можно рассчитывать динамику процесса вытеснения нефти водой из неоднородного пласта [Курбанов А. К-, Атанов Г. А., 1972].

Однако для познания механизма совместного течения вытесняющей воды и вытесняемой нефти, оценки параметров, определяющих этот механизм, и возможности влияния на него с целью обеспечения более полного вытеснения нефти наиболее интересны прямые способы определения фазовых проницаемостей.

Определение фазовых проницаемостей при стационарной фильтрацииводы и нефти

Метод стационарной фильтрации предусматривает необходимость подготовки смеси жидкостей перед вводом ее в образец или выравнивание насыщенности жидкостей на начальном участке образца пористой среды. Следовательно, измерения насыщенности и перепада давления этим методом должны производиться на некоторой серединной части образца.

Для определения фазовых проницаемостей необходимы установки, позволяющие длительное время поддерживать постоянные расходы жидкости при заданном соотношении воды и нефти в потоке. Кроме того, эти установки должны создавать и поддерживать в образцах породы необходимые давление и температуру. В них должно быть устройство, позволяющее измерять перепад давления и насыщенность на рабочем участке образца.

Основные узлы такой установки (рис. 13) должны осуществлять фильтрацию одной или одновременно двух жидкостей через песчаник или другую сцементированную пористую среду при давлении до 50 МПа и температуре до 75 °C при измерении перепада давления в пределах 0,01—0,1 МПа на серединной части образца, а также измерении текущей водонасыщенности этого участка независимым методом, например методом электрических сопротивлений. В качестве задатчиков постоянного расхода жидкостей рекомендуется использовать спаренные прессы установок УИПК или аналогичные конструкции. Дополнительный пресс должен использоваться как задатчик давления обжима.

Для измерения давления в системе обжима и в линиях, подводящих жидкость к образцу, рекомендуется использовать контрольные образцовые манометры типа МО на соответствующие пределы измерений. Перепад давления

■9■9Рис. 13. Принципиальная схема установки для определения фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации воды и нефти:Рис. 13. Принципиальная схема установки для определения фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации воды и нефти:/ — измерительная бюретка; 2 — камера обжима с образцом; 3 — манометр; 4 — ручной пресс; 5, 6 и 7 — контейнеры с пластовой водой, нефтью и маслом; 8 — вентили; 9— измерительные Прессы; 10— дифференциаль- - ный компенсационный манометр/ — измерительная бюретка; 2 — камера обжима с образцом; 3 — манометр; 4 — ручной пресс; 5, 6 и 7 — контейнеры с пластовой водой, нефтью и маслом; 8 — вентили; 9— измерительные Прессы; 10— дифференциаль- - ный компенсационный манометр

■9

■9

Рис. 13. Принципиальная схема установки для определения фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации воды и нефти:

Рис. 13. Принципиальная схема установки для определения фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации воды и нефти:

/ — измерительная бюретка; 2 — камера обжима с образцом; 3 — манометр; 4 — ручной пресс; 5, 6 и 7 — контейнеры с пластовой водой, нефтью и маслом; 8 — вентили; 9— измерительные Прессы; 10— дифференциаль- - ный компенсационный манометр

/ — измерительная бюретка; 2 — камера обжима с образцом; 3 — манометр; 4 — ручной пресс; 5, 6 и 7 — контейнеры с пластовой водой, нефтью и маслом; 8 — вентили; 9— измерительные Прессы; 10— дифференциаль- - ный компенсационный манометр

в серединной части образца в процессе совместной фильтрации воды и нефти следует регистрировать диффренциальными манометрами компенсационного типа, исключающими отток жидкости из образца в систему манометра.

Для измерения текущих значений водонасыщенности по методу электрических сопротивлений рекомендуются: измерительные электрические схемы, работающие на переменном токе (504-5000 Гц); схемы компенсационного типа, в этом случае может быть использован в качестве базисного прибора потенциометр переменного тока типа Р/56/2; измерительные устройства с очень высоким входным сопротивлением порядка 1064-109 Ом, в этом случае могут быть применены в качестве источников напряжения звуковые генераторы, например ГЗ-ЗЗ, и в ка-

честве измерительных устройств ламповые милливольтметры типа МВИ. Однако для измерения насыщенности лучше использовать известные регистрирующие схемы, позволяющие не только измерять сопротивления, но и пересчитывать их непосредственно в значения , водонасыщенности, а также ■ регистрировать текущие значения на диаграммной бумаге. В качестве такой схемы можно рекомендовать электронное устройство, разработанное ИГиРГИ [Богомолова А. Ф., Белый В. В., Солопин Е. Ф., 1969 г.].

Существуют и другие методы определения насыщенности, например метод измерения диэлектрической проницаемости, просвечивания различными волнами или у-лучами и др. К сожалению, эти методы не доведены до строгих методик с рекомендацией серийно выпускаемых приборов.

Образец, на котором измеряется фазовая проницаемость, составляется из ряда небольших цилиндриков, выточенных из керна параллельно напластова-' нию и характеризующихся близкими значениями проницаемости.

Обычно размеры небольших

цилиндров не превосходят по диаметру 30—35 мм, а по длине 50—70 мм. Торцы цилиндрических образцов притираются друг к другу как-можно тщательнее, чтобы обеспечить капиллярный контакт между отдельными кусочками породы, что позволяет свести к минимуму проявление концевых эффектов на торцах отдельных образцов. К входной конусной части образца подводятся две трубки, по которым подаются несмешивающиеся жидкости. Причем трубки вводятся в образец таким образом, чтобы их концы находились примерно на осевой линии. При постоянной заданной скорости ввода жидкостей такое расположение концов трубок обеспечивает интенсивное перемешивание жидкостей, разбивку струй во входной конусной части и дальнейшее совместное течение жидкости по всему сечению образца. .

Необходимость подвода трубок для измерения перепада давления к середине образца затрудняет герметизацию образца и его всесторонний обжим при использовании существующих конструкций кернодержателей с резино-

проницаемостей, полученные при стационарной фильтрации нефти и воды при пластовых условиях (образец песчаника, проницаемость около 1 • 10 —12 м2)проницаемостей, полученные при стационарной фильтрации нефти и воды при пластовых условиях (образец песчаника, проницаемость около 1 • 10 —12 м2)

проницаемостей, полученные при стационарной фильтрации нефти и воды при пластовых условиях (образец песчаника, проницаемость около 1 • 10 —12 м2)

проницаемостей, полученные при стационарной фильтрации нефти и воды при пластовых условиях (образец песчаника, проницаемость около 1 • 10 —12 м2)

выми манжетами. Все эти недостатки устраняются применением покрытия образца пластиком, полимеризующимся непосредственно на поверхности образца, например эпоксидной смолой или эпоксидной шпаклевкой.

Образец, покрытый эпоксидной шпаклевкой, помещают в бомбу высокого давления, при этом трубки выводятся через специальные сальники, обеспечи-

вающие кроме гидравлического уплотнения электрическую изоляцию их от корпуса, так как одновременно они служат проводниками, соединяющими электрическую схему-с контактами, монтируемыми на образце для измерения электрического сопротивления водонефтенасыщенной пористой среды.

Наиболее правильным при определении фазовых проницаемостей представляется использование глубинных проб нефти и пластовой воды, переведенных в специальные контейнеры, которые включаются в гидравлическую схему установки. Однако в целом ряде случаев получение глубинных проб нефти затруднительно, тогда можно брать рекомбинированные пробы нефти (т. е. дегазированные нефти, насыщенные смесью газов при пластовом давлении). Иногда можно использовать модели нефти, т. е. растворы дегазированных нефтей в керосине, бензине и

других растворителях. Подготовка таких моделей связана с преодолением ряда трудностей. Известно, что далеко не все дегазированные нефти фильтруются стабильно через пористую среду даже при пластовой температуре. По-видимому, в результате выделения газа и снижения температуры, причем иногда очень резкого (до минусовой во время транспортировки или хранения), часть компонентов нефти переходит в твердую фазу разной степени дисперсности. Повышение температуры до пластовой и повышение давления в дегазированной нефти, даже содержащей некоторое количество растворителя, не вызывает полного перехода в растворенное состояние выпавших в осадок компонентов. Использование таких нефтей в опытах по фильтрации приводит к тому, что твердая фаза накапливается в пористой среде и, посте-

пенно закупоривая поровые каналы, снижает проницаемость, иногда до полного прекращения фильтрации, особенно при сравнительно небольших градиентах давления. Поэтому в тех случаях, когда в опытах предполагается использовать дегазированные нефти в смеси с растворителями, первые предварительно следует очистить от твердой фазы.

Первоначально образец насыщается водой, по солевому составу соответствующей пластовой воде, затем вода вытесняется маслом, т. е, следует фаза создания остаточной воды. После создания остаточной воды масло заменяется моделью нефти (или пластовой нефтью).

При определении фазовых проницаемостей соотношение жидкостей в фильтрационном потоке должно изменяться от чистой нефти до чистой воды таким образом, чтобы суммарная объемная скорость оставалась постоянной. Это условие, по-видимому, соответствует реальным условиям пласта.

Суммарная объемная скорость подбирается таким образом, чтобы значения перепада давления при самых неблагоприятных условиях фильтрации (смесь примерно 50 % нефти и 50 % воды) были равны или близки полной шкале используемого дифференциального манометра. Однако при этом линейная скорость течения жидкости через образец должна оставаться в разумных пределах (0,2—2 м/сут).

Сам опыт заключается в последовательном измерении текущего перепада давления (Ар») и электрического сопротивления на рабочем участке образца при стационарной фильтрации жидкостей, т. е. смеси с заданным соотношением воды и нефти.

Поскольку при проведении опыта объемные скорости нефти (^н) и воды (</в) известны (они задаются при постоянном Q = (qH+qB^, то

^пР.н/=~(IV.9)

£пр.в<=,(IV. 10)

ApiF

где Лпр.н и Апр.в — фазовые проницаемости для нефти и воды; рн и цв — вязкости нефти и воды; I — длина рабочего участка; F— площадь поперечного сечения образца.

Определение фазовых проницаемостей по данным вытеснения(нестационарной фильтрации воды и нефти)При проведении лабораторных дой (в том числе и при Пластовы оценки вытесняющей способности вОпределение фазовых проницаемостей по данным вытеснения(нестационарной фильтрации воды и нефти)При проведении лабораторных дой (в том числе и при Пластовы оценки вытесняющей способности вНа рис. 14 приводятся типичные кривые фазовых проницаемостей, полученные при стационарной фильтрации воды и нефти.

Определение фазовых проницаемостей по данным вытеснения(нестационарной фильтрации воды и нефти)

При проведении лабораторных дой (в том числе и при Пластовы оценки вытесняющей способности в

Определение фазовых проницаемостей по данным вытеснения(нестационарной фильтрации воды и нефти)

При проведении лабораторных дой (в том числе и при Пластовы оценки вытесняющей способности в

Рис. 15. Кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные по данным вытеснения воды нефтью и нефти водойРис. 15. Кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные по данным вытеснения воды нефтью и нефти водойэкспериментов по вытеснению нефти во- [ условиях), которые ставятся с целью >ды и определения остаточной нефтенасы- щенности при полном обводнении пласта, как правило, имеется подготовительная стадия, в которой вода из образца вытесняется нефтью. Причем вода, как смачивающая фаза, вытесняется после прорыва вытесняющей нефти очень медленно. Для снижения водонасыщенности до остаточной, соответствующей связанной в условиях пласта, процесс вытеснения следует проводить при довольно высоких перепадах давления.

Рис. 15. Кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные по данным вытеснения воды нефтью и нефти водой

Рис. 15. Кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные по данным вытеснения воды нефтью и нефти водой

Очевидно, что проницаемость для нефти в процессе постепенного вытеснения воды является фазовой проницаемостью.

При проведении второй части эксперимента (точнее, основной), когда нефть вытесняется водой, также можно фиксировать увеличение проницаемости образца для воды при все более полном вытеснении нефти.

В результате по данным вытеснения воды нефтью и нефти водой в од

ном и том же образце при точном измерении средней насыщенности образца (по балансу, с учетом количества вытесненной и нагнетаемой жидкостей) можно определить фазовые проницаемости практически во всем диапазоне изменения водонасыщенности. Причем за абсолютную проницаемость в этом случае следует брать проницаемость по воде при 100 %-ном насыщении (в начале эксперимента).

В основе метода лежит единственное допущение: процессы совместного течения воды и нефти примерно одинаковы при вытеснении как нефти водой, так и воды нефтью.

Изменение насыщенности при вытеснении происходит (как показали специальные проверки) примерно одинаково по всей длине образца.

Фазовые проницаемости рассчитывают только для тех областей насыщенностей, когда на выходе из образца получают обе фазы одновременно, т. е.

после прорыва. Поскольку после прорыва градиент давления принимается по всей длине образца постоянным Др/А/=const, фазовые проницаемости находят по известным формулам

l _ 9нНн/ .

«прн— ,ApF

&пр-в “&пр-в “<7вМApF<7вМApF

&пр-в “

&пр-в “

<7вМApF

<7вМApF

Следует иметь в виду, что расходы воды и нефти (qB и qn) должны быть измерены за достаточно короткий промежуток времени, в течение которого текущая насыщенность образца изменяется не более чем на 2—5 %. При этом можно считать, что мгновенные расходы равны

9н9нАКН .Ы ’АКН .Ы ’л ГАГвл ГАГв

9н

9н

АКН .

Ы ’

АКН .

Ы ’

л ГАГв

л ГАГв

На рис. 15 в качестве иллюстрации приведены кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные по данным вытеснения воды нефтью и нефти водой.

Определение коэффициента вытеснения нефти водой

Коэффициент вытеснения является показателем полноты извлечения жидких или газообразных углеводородов из продуктивного пласта за счет действия естественной энергии или за счет нагнетания вытесняющего агента. Коэффициент вытеснения выражается отношением количества вытесненной нефти (газа) к количеству нефти (газа), первоначально содержащейся в фиксированном объеме пласта (породы).

Условия, когда эффективное вытеснение углеводородов из пласта происходит за счет естественной энергии, как правило, соответствуют разработке газовых залежей. Довольно полное вытеснение нефти из пласта, эксплуатируемого при использовании естественной энергии, достигается при гравитационном режиме в крутопадающих пластах. Коэффициент вытеснения в этих случаях может достигать порядка 90 %. Вероятно, это максимальные значения коэффициента вытеснения, возможные при извлечении нефти.

При вытеснении нефти газом как при эксплуатации месторождения на режиме истощения, т. е. при выделении из нефти растворенного в ней газа, так и при газонапорном режиме, когда нефть вытесняется нагнетаемым в пласт газом, коэффициенты вытеснения не бывают больше 35—40 %.

Разработка нефтяных месторождений в настоящее время ведется при обязательном поддержании пластового давления за счет закачки воды или газа. Причем в СССР применяются главным образом методы заводнения. Значения коэффициента вытеснения при заводнении изменяются в очень широких пределах, достигая при благоприятных условиях 80 % и более.

Очевидно, что более точные величины коэффициентов вытеснения и охвата, главным образом определяющих полноту извлечения нефти из недр, можно получить по данным анализа геолого-промысловых материалов по обводненным в процессе разработки пластам или по данным анализа керна, отобранного с соответствующими предосторожностями из обводненных пластов.

Однако значения коэффициента вытеснения для случая разработки методом заводнения желательно знать еще задолго до начала разработки месторождения, т. е. на стадии ее проектирования или даже на стадии подсчета запасов.

Б настоящее время коэффициент вытеснения нефти водой определяется по различным методикам, отличающимся некоторыми особенностями аппаратуры или требованиями к применяемым жидкостям.

Наиболее полно удовлетворяющей требованиям учета специфики пластовых условий и объективности получаемых результатов является методика, сущность которой заключается в определении полноты извлечения нефти из образца нефтесодержащей породы за счет фильтрации через него воды, причем в условиях вытеснения, максимально приближающихся к пластовым, пу-

Рис. 16. Принципиальная схема соединения узлов установки для определения коэффициента вытеснения нефти водой при использовании контейнера жидкостного, специального или бюретки высокого давления:

КД —• кернодержатель; К1—Кб — контейнеры жидкостные; Ml—М4 — манометры образцовые; В1—В23 — вентили игольчатые; ВР —вентиль регулируемый; С — контейнер жидкостный, специальный (или бюретка высокого давления); Л — мерная бюретка-сепаратор; ГСБ —газовый счетчик барабанный; П1 — пресс с регулируемым редуктором и реверсивным электродвигателем; П2 — пресс с реверсивным электродвигателем; Б — масляный бачок; Р1 и Р2 — редукторы; М — масло; К—керосин; Н — нефть; В — вода

тем применения пластовых или модельных жидкостей при обязательном соблюдении пластовых температуры и давления. Скорость вытеснения должна соответствовать промысловым ее значениям.

Предусмотренная для реализации этой методики схема установки (рис. 16) может быть подготовлена в типовой лаборатории физики пласта, с использованием обычно применяемых или достаточно известных узлов и агрегатов.

Коэффициент вытеснения определяется на составных образцах общей длиной не менее 300 мм. Причем отдельные цилиндрики должны быть не ме-

нее 25 мм и отличаться по проницаемости не более чем на 50 % от среднего значения.

Насыщение составного образца водой, моделирующей остаточную водо- насыщенность, допускается любым способом. Затем осуществляется донасы- щение чистой углеводородной жидкостью с последующей заменой ее газированной или модельной нефтью при давлении и температуре пласта. По окончании подготовительных операций рекомендуется провести выдержку системы в течение 16—24 ч при температуре и давлении испытания.

Собственно эксперимент по вытеснению нефти из составного образца проводят путем нагнетания воды, предназначенной для закачки в нефтяной пласт на месторождении, с постоянной заданной скоростью, что обеспечивается работой пресса высокого давления, например, в установке УИПК. Вытесняемая нефть собирается в бюретку высокого давления, где визуально фиксируется количество вытесненной нефти или в специальный жидкостный контейнер, где определяется количество нефти после испытания, или в мерную бюретку-сепаратор, при установке на выходном патрубке образца регулятора давления типа «до себя».

Объемная скорость в процессе вытеснения должна соответствовать предполагаемым скоростям фильтрации воды при данной системе разработки изучаемого объекта, но во всяком случае в пересчете на линейную скорость не должна превышать 2 м/сут.

Для образцов трещиновато-порово-кавернозных пород линейную скорость вытеснения необходимо поддерживать:

при проницаемости пористой части породы менее 1 • 10-16 м2 (0,1 мД) и нефтенасыщенности ее менее 20 % (трещиновато-кавернозные породы) — в пределах 1,0—5,0 м/сут;

при проницаемости пористой части породы более 1 • 10-16 м2 (0,1 мД) и нефтенасыщенности более 20 % (трещиновато-порово-кавернозные или трещиновато-пористые породы) для обеспечения капиллярной пропитки — в пределах 0,1—1,0 м/сут.

Фильтрацию вытесняющей воды при выбранной первоначальной скорости следует проводить непрерывно до практически полного обводнения выходящей струи, после чего объемную скорость следует увеличить в 2 раза. При увеличенной скорости необходимо прокачать количество воды, равное двум объемам пустот.

Если в эксперименте для сбора вытесняемой нефти используется специальный жидкостный контейнер, то при первой выбранной скорости вытесняющую воду прокачивают в количестве 3—10 объемов пустот и еще при повышенной (в 2 раза) скорости — дополнительно в количестве двух объемов пустот.

Объем нефти замеряется непосредственно по бюретке высокого давления или подсчитывается по формуле

Vh-ЬУд, (IV. 11)

где Ун— объем вытесненной из образца нефти, приведенный к условиям испытания; Уд —объем дегазированной нефти в мерной бюретке-сепараторе; b — коэффициент изменения объема нефти.

Коэффициент вытеснения по данным эксперимента подсчитывается по формуле

Р = Ун/Ун-нач. (IV.J2)

где Ун.нач —объем нефти, первоначально содержащейся в образце, приведенный к условиям испытания, определяемый по разности объема пустот (пор) и объема связанной (остаточной) воды.

В некоторых случаях, например, когда в экспериментах применяются составные образцы, герметизируемые общей пластиковой оболочкой (покрытием), создание начальной водонасыщенности, которая бы соответствовала содержанию связанной воды в породе с теми же коллекторскими свойствами (проницаемость, пористость) при пластовых условиях, оказывается затруднительным. Дело в том, что метод вытеснения воды углеводородной жидкостью.

как правило (если не применять чрезмерно высоких перепадов давления), дает завышенные значения начальной водонасыщенности. Другие методы (центрифуга, полупроницаемая мембрана) создания связанной воды для работы с составными покрытыми оболочкой образцами непригодны. Метод сушки продувкой воздухом может привести к нежелательным эффектам из-за отложения солей.

Однако практика проведения экспериментов показывает, что незначительное завышение начальной водонасыщенности практически не сказывается на величине остаточной нефтенасыщенности, фиксируемой при полном прекращении вытеснения нефти фильтрующейся через образец водой. Таким образом,

Рис. 17. Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой (/) и остаточной нефтенасыщенности (2) от проницаемости для продуктивных отло- .■ жений месторождения Узень-

можно принять, что остаточная нефтенасыщенность при проведении экспериментов по методике является неснижаемой нефтенасыщенностью, соответствующей бесконечной промывке нефтенасыщенной пористой среды водой. Тогда для правильного определения коэффициента вытеснения необходимо пользоваться значением остаточной нефтенасыщенности (Sho) из эксперимента и величиной начального нефтесодержания (1—SB0) по статистической зависимости содержания связанной воды (SBO) от пористости (/и) или проницаемости (АПр). Формула для определения коэффициента вытеснения в этом случае будет иметь вид

0 . Jj—SB0 —- SHO . (!V. 13) . 1 — SB0

Интересно отметить, что в большинстве случаев значения остаточной нефтенасыщенности по данным лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой для отдельных горизонтов, а иногда и для всех продуктивных ' пластов месторождений изменяются ■ очень незначительно. Причем это оказывается справедливым во всем диапазоне изменения проницаемости (или пористости) пород. С другой стороны, для отдельных пластов, горизон-

тов, а иногда и для всех продуктивных пластов месторождения существуют исключительно тесные корреляционные связи начальной водонасыщенности (содержания связанной воды) с пористостью (или проницаемостью). Конечно, эти корреляционные связи не распространяются на переходные зоны, в которых начальная водонасыщенность определяется не только коллекторскими свойствами породы, но и высотой рассматриваемой зоны над поверхностью полностью насыщенной водой породы, т. е. величиной капиллярного давления;

Эти две, четко прослеживаемые тенденции обусловливают появление зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости, причем с обязательным уменьшением коэффициента вытеснения при уменьшении проницаемости.

Коэффициент вытеснения будет близким нулю или составлять единицы процентов объема пор (даже при бесконечной промывке) при увеличении содержания связанной воды до значения, равного 1—SHo. Для многих пород это соответствует содержанию связанной воды порядка 70 %.

Для иллюстрации на рис. 17 приведены значения коэффициента вытеснения нефти водой и величины остаточной нефтенасыщенности (в % от объема пор), полученные в экспериментах, проведенных при пластовых условиях на образцах из продуктивных отложений месторождения Узень.

Промыслово-геофизические методы определения

. физических свойств коллекторов

Выделение коллекторов

Задача выделения коллекторов по геофизическим данным (Дахнов В. Н., 1972, 1975; Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А., 1978 и др.] не может быть решена однозначно без учета: 1) литологического характера разреза; 2) структуры пустотного пространства, определяющей тип коллектора или тип пористости; 3) условий вскрытия разреза скважиной; 4) полноты комплекса геофизических исследований, проводимых в скважине.

По литологическому признаку коллекторы делятся на терригенные и карбонатные; по типу макроструктуры — на однородные и неоднородные (макро- и микрослоистые); по типу структуры пустотного пространства (типу пористости) — на межзерновые (гранулярные), трещинные, кавернозные и смешанного типа.

Значительное влияние на коллекторские свойства пород, ухудшая их, оказывает глинистость (Агл), свойственная коллекторам всех типов.

Терригенные коллекторы

Терригенные коллекторы характеризуются межзерновой пористостью, широким диапазоном изменения глинистости, кварцевым (&п~ 154-25 %; 6гл=0—25 %) и полимиктовым (Ап=154-30%; £гл = 104-35 %) составами. Коллекторы полимиктового состава обычно приурочены к более молодым отложениям и нередко характеризуются тонкослоистой структурой; в этом случае величина глинистости может превышать указанные пределы.

Коллекторы в терригенном разрезе могут быть выделены по различным группам признаков. ■

Характерные показания на диаграммах стандартного комплекса геофизических методов (см. рис. 2).

Глинистая корка на кавернограмме при бурении скважины на глинистом растворе. Сужение скважины — результат проникновения в пласт фильтрата бурового раствора и оседания глинистых частиц раствора на стенке скважины. Глинистая корка может отсутствовать против коллектора при бурении скважины на технической воде. Фиктивная глинистая корка наблюдается: в призабойной части скважины из-за осаждения частиц шлама; по всему стволу скважины в случае неудовлетворительных параметров раствора и плохой подготовки скважины к исследованиям; при наличии в отложениях

отдельных тонких прослоев коллекторов, создающих «размывание» корки по значительной части разреза.

Неравенство показаний микрозондов. В этом случае вследствие разных радиусов исследования градиент- и потенциал-микрозондов первый отражает в основном электрическое сопротивление глинистой корки, образовавшейся на пласте-коллекторе, второй — сопротивление части пласта, прилегающего к скважине, так называемой полностью промытой зоны. Таким образом, расхождение значений кажущихся сопротивлений двух рассматриваемых зондов— прямой признак коллектора. Отсутствие «приращений» на микрозондах может объясняться: отсутствием глинистой корки против коллектора; наличием мощной глинистой корки, когда оба зонда отражают одну зону; равенством рГк=рп в водоносных высокопроницаемых пластах. Фиктивные приращения обычно связаны с появлением глинистой корки против интервалов неколлекторов, о чем было сказано выше.

Наличие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт — получение при обработке данных бокового каротажного зондирования так называемых трехслойных кривых БКЗ. Трехслойные кривые фиксируются в пласте при ограниченной глубине зоны проникновения и при условии неравенства физических свойств пласта и зоны проникновения.

Различают проникновение раствора, понижающее и повышающее сопротивление пласта в зоне проникновения. Первое обычно отмечается в мощных, сравнительно однородных, слабоглинистых, высокопроницаемых продуктивных коллекторах, второе — в водоносных пластах, а также в продуктивных, с высоким содержанием глинистости и остаточной воды.

Фиктивные, трехслойные кривые с повышающим проникновением, не указывающие на коллектор, характерны для пачек, представленных слоистым чередованием пород, снижающим показания рк на больших зондах, а также в тонких пластах, залегающих в пачке, при недоучете влияния мощности на показания кажущихся сопротивлений. ■

Рассмотренный признак выделения коллекторов не выдерживается: при глубокой зоне проникновения; при равенстве рф=Рв (в водоносных коллекторах); при равенстве сопротивлений пласта и зоны проникновения рп = р3п, обусловленном литологией породы, в частности высокой глинистостью и соотношением величин рф и рв при образовании в пласте зоны кольматации — закупорки прискважинной части пласта глинистыми частицами из раствора, либо набуханием глинистого материала в коллекторе вследствие контакта с пресным фильтратом промывочной жидкости. Наиболее частый из перечисленных случаев — наличие глубокой зоны проникновения — наблюдается при вскрытии пластов на технической воде, при значительном превышении гидростатического давления над пластовым, а также в глинистых коллекторах с низкими коллекторскими свойствами.

Во всех перечисленных случаях по данным БКЗ фиксируется в пластах- коллекторах двухслойные кривые зондирования.

Отрицательная аномалия Д£/Сп на диаграммах потенциалов собственной поляризации, свидетельствующая о проникновении промывочной жидкости в пласт и о проницаемости последнего. Такой же аномалией могут отмечаться плотные неглинистые пласты-неколлекторы с карбонатным цементом. Аномалия ДС/сп отсутствует против коллекторов при рф=рв. Кривая СП сильно сглажена при отсутствии в разрезе чистых глин и высокой глинистости пластов-коллекторов, а также в случае большого содержания в коллекторе минералов, обладающих высокой адсорбционной способностью.

Низкие показания на диаграммах естественной гамма-активности. При этом следует учитывать, что такими же показаниями могут характеризоваться плотные неглинистые пласты.

Повышенными показаниями 1^ характеризуются коллекторы, обогащенные элементами повышенной радиоактивности, в частности полимиктовые песчаники. В этом случае диаграммы гамма-метода сильно сглажены.

Повышенные показания продолжительности бурения пород тПр по данным детального механического метода при учете влияния на эти показания нагрузки на долото, частоты его вращения и других факторов.

tei

Индукционный метод

СП

Экранированный зонд

Индукционный метос

Экранированный зонд (логарифмический масшт

Каберно- грамма

аб)

1660

Омм

1,18

1,47

196

295

5,9 «»

0

5

10

15

20

25 Ом-м

eq

t*3

»1о

Гч О>

Омм

22

32см

1664

1668

1672

1676

1680

...

25мВ

+

С

1

7

-ч- S >

—

<•

>

I

г"2

45

—

3S-

1684

_^0,90и* ^

<

(

1688

1692

=0,61

)мм

L

Л=

4,60

м-м

<

—

1696

С

1700

1704

* у

* —

— —

1708

Рис. 18. Выделение коллекторов по данным сопоставления методов разной глубинности и в варианте нормализации кривых

Наличие фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным фильтрационного метода, применяемого в процессе бурения. Метод основан на непрерывном контроле за уровнем промывочной жидкости в приемной емкости буровой установки или на регистрации расхода этой жидкости при выходе ее из скважины.

Повышенные значения суммарных газопоказаний на диаграммах газо- метрии вследствие содержания в продуктивных пластах углеводородных газов, переходящих при разбуривании в промывочную жидкость.

Повышенные показания величины «индекса свободного флюида» на диаграммах метода ядерно-магнитного резонанса указывают на наличие в пласте эффективной пористости, а следовательно, являются прямым методом выделения коллектора.

Рис. 19. Пример выделения коллектора и оценки характера его

/ — газонасыщен

Рассмотренные признаки выделения терригенных коллекторов более четко проявляются в кварцевых коллекторах. В полимиктовых коллекторах наличие полевых шпатов, представленных глинистыми минералами, оказывает на показания большинства геофизических методов влияние, аналогичное влиянию глинистости. Таким образом, глинистость как бы является фоном на показаниях геофизических методов, на который накладывается влияние глинистости, связанной с поровым пространством породы. Для полимиктовых песчаников характерны снижение удельного сопротивления пород независимо от характера насыщения, сглаживание диаграмм гамма-метода, метода радиационного гамма-излучения, акустического, потенциалов самопроизвольной поляризации. В этом случае решение задачи выделения коллекторов по показаниям отдельных геофизических методов может оказаться неоднозначным.

Методы или установки разных радиусов исследования, отражающие различные физические свойства пластов в отдельных участках зоны проникновения и в неизмененной части пласта.

Помимо признаков, указывающих на проницаемость пласта по наличию проникновения и отмечаемых по геофизическим диаграммам, для выделения коллекторов можно широко использовать методы изучения радиального градиента изменения физического параметра. Наличие радиального градиента

сопротивлений отмечается, как уже говорилось, на диаграммах БКЗ, микрозондов, может быть выявлено при сравнении удельных сопротивлений, определенных по данным экранированных и индукциойного зондов (рис. 18).

Стандартный экранированный зонд (кривая рк зарегистрирована установкой АБК-3) имеет глубину исследования 0,8-j-1,5 м и чаще всего отражает сопротивление рзп; индукционный зонд исследует пласт в радиусе 4-?6 м и его показания соответствуют сопротивлению не затронутой проникновением части пласта рп.

Микроэкранированный (установка КБМК) и экранированный зонды БК могут выделять пласты-коллекторы на основании разных показаний вследствие того, что БМК отражает чаще всего сопротивление полностью промытой зоны рПп, а БК — зоны проникновения рзп.

насыщения по временным замерам нейтронного гамма-метода: ный коллектор

По тому же основному принципу могут быть выделены коллекторы на диаграммах ядерных методов, зарегистрированных зондами различных размеров. В этом случае наибольший эффект может быть получен для водоносных пластов при значительной разнице минерализаций пластовых вод и промывочной жидкости и для продуктивных — при бурении скважин на соленом растворе. Перечисленные способы выделения коллекторов неэффективны при глубокой зоне проникновения промывочной жидкости.

Временные замеры геофизических параметров.

Наибольший эффект при выделении коллекторов сложного строения по типу залегания глинистого материала, наличию глубокой зоны проникновения может быть достигнут при изучении поведения пласта во времени. Диаграммы различных геофизических исследований, зарегистрированные с интервалом во времени, позволяют судить о процессе формирования либо расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пластах-коллекторах. Такие исследования могут быть проведены практически любыми геофизическими методами. Временные исследования могут быть разделены на две категории.

Исследования, проводимые без изменения скважинных условий: повторные перекрытия стандартного геофизического комплекса в процессе углуб-

ления скважины бурением, а также специально запланированные — для решения задачи выделения коллекторов; повторные замеры нейтронными методами в обсаженных скважинах и т. п.

Временные исследования с изменением скважинных условий: создание большего перепада давления на границе скважина—пласт; изменение свойств промывочной жидкости — ее химического состава, плотности, радиоактивности, минерализации; обсадка скважины.

* Модификацией временных исследований является метод «исследование— испытание—исследование», основанный на сравнении геофизических диаграмм в процессе испытания.

Изменение показаний методов во времени является надежным признаком коллектора (рис. 19).v

Способ неэффективен при идентичных характеристиках свойств пласта и зоны проникновения. Наиболее эффективны временные исследования при регистрации геофизических диаграмм в оптимальное время, когда может быть выявлен процесс формирования или расформирования зоны проникновения. Первый процесс в зависимости от типа коллектора заканчивается в первые пять суток после вскрытия разреза бурением; второй — в наиболее чистых коллекторах происходит в течение первых недель; в коллекторах сложных, особенно карбонатных, этот процесс во времени может быть очень длительным, превышающим месяцы, а иногда и годы. .

При временных замерах необходимы идентичные условия замеров: одинаковое состояние ствола скважины для всех методов кроме кавернометрии; идентичная аппаратура и постоянство масштабов регистрации глубин и записываемого геофизического параметра.

Весьма эффективны для выделения терригенных коллекторов временные исследования методами сопротивлений, потенциалов самопроизвольной поляризации, кавернометрии, термометрии и нейтронными методами — в газоносных коллекторах.

IV. Косвенные количественные признаки выделения коллекторов, основанные на изучении величин пористости Ап, проницаемости Апр, глинистости Агл, водонасыщенности Ав, определенных по диаграммам геофизических методов.

Граничные значения величин А*р, ^п» ^гл» ^в должны быть получены по данным всестороннего петрофизического изучения представительного керна, отражающего наиболее типичные связи между указанными параметрами, а также между геофизическими характеристиками и физическими свойствами пластов с учетом данных испытания скважин.

Возможно выделение коллекторов в терригенных разрезах по критическому значению относительной амплитуды СП—асп; по величине разностного параметра, определенного по данным гамма-метода М^, а в продуктивных коллекторах — по значению граничного удельного сопротивления продуктивных коллекторов р* или по величине параметра насыщения Рн.

Комплексирование величин асп, Ат Агл позволяет установить количественные критерии указанных значений и относительной глинистости т]гл (рис. 20). Граничная величина т)*л = Агл/(Ап + Агл) для коллекторов изм'е- няется в пределах 0,3—0,6 увеличиваясь в глинистых и полимиктовых коллекторах.

Карбонатные коллекторы

Карбонатные коллекторы в отличие от терригенных характеризуются большим разнообразием структуры пустотного пространства, меньшей глинистостью и более низкими граничными значениями пористости Ап = 2 4- 6 % . Указанные специфические особенности коллекторов предопределяют получение максимальной информации от геофизических методов, показания которых определяются в основном величиной и типом пористости (ядерные, акустические, электрические).

Различают карбонатные коллекторы с межзерновым, трещинным, трещинно-кавернозным и смешанным типами пористости.

Признаки выделения карбонатных коллекторов с преобразованием межзернового типа пористости аналогичны изложенным для терригенных коллекторов, возможно также использование критических значений &п, либо геофизических величин, функционально связанных с Ап—/пу, Дт, /уу.

Вероятность возникновения вторичной пористости Ап.вт карбонатных пород, обусловленной главным образом процессами выщелачивания, зависит от глинистости. Наибольших значений £п,Вт достигает в чистых неглинистых коллекторах.

Рис. 21. Разделение карбонатных коллекторов по типу пористости:Рис. 21. Разделение карбонатных коллекторов по типу пористости:/ — межзерновой; 2 — то же, с преобладанием трещинного типа; 3 — то же, с преобладанием кавернозного типа; 4 — не-■." коллектор/ — межзерновой; 2 — то же, с преобладанием трещинного типа; 3 — то же, с преобладанием кавернозного типа; 4 — не-■." коллекторРис. 20. Сопоставление коэффициентов пористости Ап и глинистости ягл для разделения терригенных пород на коллекторы и неколлекторы:Рис. 20. Сопоставление коэффициентов пористости Ап и глинистости ягл для разделения терригенных пород на коллекторы и неколлекторы:1-Апр >2 • Ю~13 м2; 2 —2 • 10 ~13>йпр >2 • 10 —16 м2; 3 — неколлекторы ,

Рис. 21. Разделение карбонатных коллекторов по типу пористости:

Рис. 21. Разделение карбонатных коллекторов по типу пористости:

/ — межзерновой; 2 — то же, с преобладанием трещинного типа; 3 — то же, с преобладанием кавернозного типа; 4 — не-

■." коллектор

/ — межзерновой; 2 — то же, с преобладанием трещинного типа; 3 — то же, с преобладанием кавернозного типа; 4 — не-

■." коллектор

Рис. 20. Сопоставление коэффициентов пористости Ап и глинистости ягл для разделения терригенных пород на коллекторы и неколлекторы:

Рис. 20. Сопоставление коэффициентов пористости Ап и глинистости ягл для разделения терригенных пород на коллекторы и неколлекторы:

Методика выделения карбонатных коллекторов с эффективной вторичной пористостью ' определяется предварительным' установлением преобладающего типа пористости. Эта задача успешно решается сравнением значений Ап, определенных по данным различных геофизических методов.

При условии ^пр =^ппу = ^пДт=^пуу интервалы, пористость которых ниже критического значения ■ Ап, являются неколлекторами; пласты с йп > А* могут быть отнесены к коллекторам с межзерновым типом пористости. В случае Аппу=Ап уу>^п р=Ап Дт преобладает кавернозный тип пористости. В этих коллекторах возможно наличие глубокой аномалии t/cn за счет фильтрационной компоненты; на кавернограммах возможно увеличение диаметра скважин dc во времени, показания /у низкие. Условие кип? =&пуу<£п р=&п дт соответствует преобладанию в коллекторе трещинного типа пористости (рис. 21). Для этих коллекторов характерны низкая глинистость по данным методов МГ и СП и изрезанность кривых кавернограмм.

Наряду с описанными выше способами для выделения коллекторов с преобладающим вторичным типом пористости используют следующие способы и методики.■"

Способ нормализации, заключающийся в графическом сопоставлении диаграмм различных методов, показания которых определяются пористостью (сопротивлений, ядерных, акустического, гамма-гамма-методов), выраженных в масштабе сопротивлений. Диаграммы сопоставляются по пласту с заведомо известным межзерновым типом пористости. Участки расхождения показаний интерпретируются как коллекторы с вторичным типом пористости — в зависимости от знака расхождения показаний разных методов — с преобладанием трещинного или кавернозного типа пористости.

Метод временных замеров в вариантах: а) изменения гидростатического давления в скважине; б) изменения физических свойств промывочной жидкости, в частности, добавлением в нее активаторов; в) способом «исследование—испытание—исследование»; г) методом двух растворов.

В карбонатных коллекторах временные исследования проводятся обычно методом экранированных зондов. Следует считать перспективным для выделения сложных карбонатных коллекторов способ двух растворов с использованием нейтронных методов.

Рассмотренные подходы -к вопросу выделения карбонатных коллекторов обеспечивают однозначное решение задачи при соблюдении всех требований разработанной технологии.

Разделение коллекторов на продуктивные и водоносные

Разделение коллекторов по типу насыщения осуществляют следующими способами.

По данным методов сопротивлений, по . критическим значениям параметра насыщения Рн или удельного сопротивления рп (рис. 22). Величина

Рис. 22. Разделение коллекторов по типу насыщения по значениям:

а — критического удельного сопротивления; б — критической величине параметра насыщения

Рн представляет собой отношение сопротивления нефтегазонасыщенной породы рнп к сопротивлению полностью водонасыщенной породы рвп и устанавливается по пластам с заведомо известным характером насыщения, определенным при испытании пластов. Значение рвп может быть определено по геофизическим данным, либо рассчитано: рвп = Л1рв. Параметр пористости Рп находится по известному значению пористости, определенному по керну или по материалам геофизических исследований. Если пористость коллекторов изменяется незначительно и сопротивление насыщающих их пластовых вод постоянно, возможно разделение пород на продуктивные и водоносные непосредственно по величине рнп. В терригенных сильно заглинизированных, а также в карбонатных со сложной структурой, пустотного пространства коллекторах обычно наблюдается глубокое проникновение фильтрата промывоч-

ной жидкости в пласт. В этом случае использование критических значений не дает однозначных результатов при разделении коллекторов по типу насыщения.

Разделение коллекторов по характеру насыщения по данным нейтронных методов. Решение этой задачи основано на высокой чувствительности нейтронных методов к хлоросодержанию, вследствие чего в водонасыщенной части разреза, содержащей воды повышенной минерализации, наблюдаются более высокие показания, чем в нефтенасыщенной. При этом нейтронный гамма-метод позволяет установить положение водонефтяного контакта (ВПК)

ВО^бАЧМВО^бАЧМРис. 23. Пример выделения в разрезе газонефтеводоносных частей коллектора по данным электро- й радиометрии:Рис. 23. Пример выделения в разрезе газонефтеводоносных частей коллектора по данным электро- й радиометрии:Рис. 24. Пример выделения коллекторов и оценки их нефтегазонасы- щенности по данным сопоставлений метода сопротивлений и нейтронного гамма-методаРис. 24. Пример выделения коллекторов и оценки их нефтегазонасы- щенности по данным сопоставлений метода сопротивлений и нейтронного гамма-метода

ВО^бАЧМ

ВО^бАЧМ

Рис. 23. Пример выделения в разрезе газонефтеводоносных частей коллектора по данным электро- й радиометрии:

Рис. 23. Пример выделения в разрезе газонефтеводоносных частей коллектора по данным электро- й радиометрии:

Рис. 24. Пример выделения коллекторов и оценки их нефтегазонасы- щенности по данным сопоставлений метода сопротивлений и нейтронного гамма-метода

Рис. 24. Пример выделения коллекторов и оценки их нефтегазонасы- щенности по данным сопоставлений метода сопротивлений и нейтронного гамма-метода

/ — газ; 2 — нефть; 3 — вода

при минерализации пластовых вод более 100—154 г/л. Нейтронный метод по тепловым нейтронам отмечает ВНК при более низкой минерализации пластовых вод 20—30 г/л; импульсные методы чувствительны к минерализации 5—10 г/л. Положение газонефтяного и газоводяного контактов фиксируется по резким возрастаниям показаний на диаграммах нейтронных методов (рис. 23). При наличии глубоких зон проникновения, так же как в случае метода сопротивлений, задача отнесения коллекторов к продуктивным и водоносным по данным радиометрии и электрометрии решается неоднозначно.

Одним из вариантов разделения коллекторов на продуктивные и водоносные является комплексирование данных различных методов, в частности методов сопротивлений и нейтронных. В продуктивных и водоносных коллекторах нейтронный метод в первом приближении отражает пористость коллектора, в то время как метод сопротивлений реагирует на нефтегазо- насыщенность, даже если она остаточная и в пустотном пространстве зоны проникновения небольшая—20-г-ЗО %. При сопоставлении показаний методов

сопротивлений и нейтронных оказывается, что для плотных и водоносных пластов эти показания находятся в корреляционной связи, в то время как для газонефтенасыщенных пластов показания метода сопротивлений на графике лежат выше линии этой связи (рис. 24).

При условии практически полной промывки фильтратом части пласта, находящейся в радиусе исследования геофизическими методами, для выделения продуктивных пластов необходимы временные исследования, позволяющие изучать пласты в процессе расформирования зоны проникновения. Они чаще всего проводятся методами сопротивлений (экранированный зонд) и нейтронными, наиболее чувствительными к изменению характеристики насыщающего флюида в зоне проникновения.

Способ «исследование — испытание — исследование» дает однозначную характеристику типа насыщения пластов.

Данные газометрии. Если пласт выделяется как коллектор и отмечается высокими показаниями содержания легких углеводородов — он газоносен, при значительном содержании тяжелых углеводородов — нефтеносен.

На содержание газа или нефти с высоким газовым фактором в пластах-коллекторах может указывать снижение температуры на диаграммах термометрии. Такой же аномалией могут отмечаться пласты, поглощающие буровой раствор, если #скв<^пл.

При наличии остаточной нефти или газа вблизи стенки скважины продуктивные пласты могут отличаться от водоносных по диаграммам микрозондов. Более высокие значения рк фиксируются на кривых потенциал-зон- дов в продуктивных пластах по сравнению с водоносными.

Теоретически при незначительной глубине зоны проникновения возможно разделение коллекторов по данным ультразвукового метода, обладающего небольшим радиусом исследования и в рассматриваемом случае реагирующего на газ — нефть — воду вследствие их разной плотности.

Широкое распространение для оценки типа насыщения получил способ нормализации диаграмм методов сопротивлений и нейтронных. Нормализованные кривые сопоставляются по заведомо водоносным пластам на участках разреза с известным и постоянным типом пористости (рис. 25).

Превышение показаний на кривой сопротивлений над показаниями нейтронного метода указывает на продуктивность пласта.

Выделение продуктивных интервалов в разрезе возможно по величине критического значения коэффициента насыщенности £н, определенного через Р* по данным одного из методов сопротивлений.

Прямым методом определения насыщения пластов являются данные испытаний пластов.

Таким образом, при учете специфических условий разреза, бурения скважин, при правильно выбранном оптимальном комплексе геофизических исследований задача разделения продуктивных и водоносных коллекторов по геофизическим данным решается однозначно.

Определение пористости по геофизическим данным

Показания большинства геофизических методов в различной степени связаны с пористостью пород. Наиболее тесная связь наблюдается для методов сопротивлений, нейтронных, акустического.

' I. Оценка пористости по данным методов сопротивлений осуществляется по параметру пористости Ри, связанному с коэффициентом пористости зависимостью Рп = /(«п) (рис. 26).

Наклон кривых зависимостей Рп—f(&n) определяется литологическим составом коллекторов, степенью их цементации, структурой пустотного пространства и характеризуется так называемым структурным показателем т0.

Коллекторам слабосцементированным, сильноглинистым, обычно терригенным соответствуют кривые зависимостей с наименьшими значениями т0; коллекторам наибольшей плотности, чаще всего карбонатным, в частности рифогенным известнякам, — с наибольшими значениями коэффициента Що.

Подавляющая часть коллекторов, вскрытых в разрезах скважин, характеризуется структурным показателем, изменяющимся в пределах 1,6—2,4.

Величина Рп в водоносных пластах может быть определена:

а)' по удельному сопротивлению полностью промытой фильтратом промывочной жидкости зоны проникновения рпп-

Рис. 25. Выделение продуктивных коллекторов в карбонатном разрезе способом нормализации кривых рк и 1п^Рис. 25. Выделение продуктивных коллекторов в карбонатном разрезе способом нормализации кривых рк и 1п^Рпп .Рпп .(IV.14)(IV.14)Рис. 26. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости fen. Шифр кривых — значения структурного коэффициента тйРис. 26. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости fen. Шифр кривых — значения структурного коэффициента тй

Рис. 25. Выделение продуктивных коллекторов в карбонатном разрезе способом нормализации кривых рк и 1п^

Рис. 25. Выделение продуктивных коллекторов в карбонатном разрезе способом нормализации кривых рк и 1п^

Рпп .

Рпп .

(IV.14)

(IV.14)

Рис. 26. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости fen. Шифр кривых — значения структурного коэффициента тй

Рис. 26. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости fen. Шифр кривых — значения структурного коэффициента тй

— продуктивный коллектор

по удельному сопротивлению частично промытой фильтратом промывочной жидкости зоны проникновения Рзп.'

Рпв-^п-,(IV.15)

Рвф

где рвф — сопротивление смеси воды, насыщающей пустотное пространство в зоне проникновения, и фильтрата промывочной жидкости;

по удельному сопротивлению водонасыщенного пласта рвп:

Рп =Рп =РвпРвРвпРв(IV. 16)(IV. 16)

Рп =

Рп =

РвпРв

РвпРв

(IV. 16)

(IV. 16)

Формулы (IV.14), (IV.15), (IV-16) применимы для оценки пористости практически чистых (незаглинизированных) водоносных коллекторов.

В условиях нефтегазонасыщенных пластов в промытой зоне и зоне проникновения остается доля нефти (газа), не вытесненная вошедшим в пласт фильтратом промывочной жидкости, £Но- Формулы приобретают вид

Рп= —Ennf(IVJ7)

Рф^ но-пп

(IV.18)(IV.18)о _ Рзп >

(IV.18)

(IV.18)

Рвф ° нозп

где Рно — параметр остаточного насыщения, учитывающий, влияние остаточной нефти (газа) в зоне проникновения на электрическое сопротивление породы.

(IV. 19)(IV. 19)(IV.20)(IV.20)Если в пустотном пространстве коллекторов присутствует глинистый материал, то необходимо учесть влияние глинистости на удельное сопротивление породы. В этом случае

(IV. 19)

(IV. 19)

(IV.20)

(IV.20)

рп =———

рф^ НО.ПпПпп

Рзп

Рвф^ но-зпПзп

где П —параметр поверхностной проводимости, определяемый степенью глинистости коллектора и сопротивлениями фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды.

Исходные величины для определения £п могут быть получены по следующим данным.

Рпп — по диаграммам экранированных микрозондов либо микрозондов; применение последних дает менее точные результаты и возможно при небольших глинистых корках, бурении скважин на опресненных растворах, сравнительно невысоких сопротивлениях части пласта в полностью промытой зоне.

рзп — по диаграммам экранированных зондов (БК) или бокового каротажного зондирования (БКЗ), в отдельных случаях возможно использование одного оптимального зонда.

рвп —более точно по диаграммам ИК, БКЗ, БК — при неглубокой зоне проникновения.

рф — по зависимости Pф = f(pp).

рР — по данным скважинного или поверхностного резистивиметра с учетом температуры на глубине залегания пласта; по показаниям микрозондов против каверны, заполненной промывочной жидкостью; по кривой БКЗ, полученной для заведомо плотного пласта либо для ряда пластов, характеризующихся наличием значительной по глубине зоной проникновения; при оценке рр по БКЗ фактическая кривая зондирования (во втором варианте левая ее ветвь) должна удовлетворять условиям двухслойной среды и задача оценки рР решается однозначно по двухслойной палетке, этим способом рР определяется наиболее точно.

рв — по данным анализов пластовых вод, при этом отдается предпочтение водам при самоизливе скважины, когда наиболее вероятно соответствие этих вод пластовым, а не смеси их с фильтратом промывочной жид-

кбстй; йо дйннЫм мётбда йотейцийлдв сймопрййзвбльйОй поляризаций, кОт-ДЗ сведения о рв по пробам вод отсутствуют. Известно, что

А1/СП = — ^сг11g.(IV.21)

Рв

где Ai/cn—амплитуда аномалий СП, снятая относительно линии глин против изучаемого пласта; Асп—литологический коэффициент потенциалов самопроизвольной поляризации, равный при #—18 °C 55—70 мВ. Для чистых (неза- глинизированных) водоносных пластов Дсп может быть задан исходя из общих соображений о литологическом типе разреза и приведенное уравнение может быть решено относительно рв. При отсутствии в разрезе чистого пласта целесообразно двукратно замерить U сп при разных сопротивлениях фильтрата промывочной жидкости Рф и рф. Тогда решается система двух уравнений относительно рв:

ДУсп= -*сп'«—;.(IV.22)

Рв

№сп = -ten'8 — '(iV-23)

Рв

рВф — по известным значениям рв, Рф и соотношению содержания этих флюидов в зоне проникновения, определяемому величиной z —долей пластовой воды, оставшейся в зоне проникновения после вытеснения ее фильтратом промывочной жидкости. Значение z может быть определено цо водоносным пластам с заведомо известной пористостью и затем распространено на изучаемые интервалы;

РФ р _ i

.Г п 1

г — -РЭИ-(IV.24)

_РФ1

Рв

Чаще всего z задается исходя из известного литологического типа разреза. При этом наименьшее значение для коллекторов с гранулярным типом пористости оно принимает в незаглинизированных пластах с высокими коллекторскими свойствами (0,02—0,05) и увеличивается (0,-1.—0,3) в коллекторах низкопористых, слабопроницаемых, заглинизйрованных.

В формулах (IV. 18) (IV. 20) обычно величина рВф заменяется значением, рф, так как в продуктивных пластах при высоких коэффициентах насыщенности доля пластовой воды в зоне проникновения незначительна, особенно при бурении скважин на растворах с рр^0,5 Ом-м. Однако для за- глинизированных коллекторов при вскрытии скважин на пресных буровых растворах в указанных формулах следует использовать величину рВф.

Рио—по геофизическим данным из соотношений:

Рно-зп-(IV.25)

Рзп-вп /

.Рно.пп = Рппнп .(IV.26)

Рпп-вп

Рио — может быть принято по аналогии с полученным для однотипных литологических и скважинных условий.

В зависимости от литологии разреза, глубины зоны проникновения, эффективности отдельных методов в изучаемом разрезе применяется один из предложенных вариантов оценки коэффициента пористости по методам сопротивлений.

4 Закаа № 104997

Всё йрйведёййые способы Оцейкй порйстдст*й прйгддйЫ Для коллекторов С межзерновым либо микротрещинным типом пористости' х

Оценка пористости коллекторов со сложной структурой пустотного пространства решается по данным комплекса геофизических методов исследований скважин, при' этом предварительно Определяется тип пустотного про-' странства (тип пористости).

При изучении пористости трещинного типа вбзМожны следующйе- варианты.

Хаотичное расположение трещин. Оценивается параметр порйстОстй:

Р„.тр- -ешк -1/1 pW Рв а, -fM, (1V.27)

Рв V ' т Ап.тр ("п-бл ')г

где Р«. бл = рол/рв — параметр пористости блока породы, определяемый по плотным пластам или через известное значение пористости по керну.

Расположение трещин, ориентированных перпендикулярно к оси скважин. В этом случае целесообразно использовать величины сопротивлений, зарегистрированные в скважине со сменой раствора:

АП-ТР = Рппв-Pnni. РфаРфХ ?(IV 28)

Рфа — Рф! РпшРппг

где рПп 1 и рпп 2 — сопротивления промытой части пласта при фильтратах промывочной жидкости рф 1 и рф 2 в случае рф i^pB.

При наличии в разрезе заведомо плотных практически непроницаемых пластов с известным сопротивлением ре л возможна оценка трещинной пористости по формуле

Ап.тр = РбЛ1~рп? A.(IV.29)

■ . Рбл • Рф Рпп

В коллекторах со сложной структурой пустотного пространства нередко определяется доля вторичной — кавернозно-трещинной пористости:

дпвт_ ^п.общ—^п.бл;(1уз0)

1 Ап-бЛ

где Ап. б л—пористость блоковой межзерновой части породы; Ац. общ— коэффициент пористости, определяемый по ядерным или гамма-гамма-методам.

Точность определения пористости методом сопротивлений определяется следующим:

точностью определения исходных величин сопротивлений;

учетом влияния проводимости глинистых частиц, остаточной нефте- газонасыщенности на величины рвп, рзп, рпп;

правильностью оценки типа пустотного пространства коллектора, и выбора соответствующей методики и зависимости для данного типа породы;

точным учетом влияния горного давления.

Коэффициент пористости с учетом пластового давления Ап. пл может быть рассчитан по формулё

«™-*»+«V—civ-зп

г т0

где Ап. р—коэффициент пористости, определенный по методу сопротивлений; а — коэффициент, зависящий от температуры и убывающий с повышением глинистости, 0=0,54-2 км-1/2, для слабоглинистых коллекторов девона а=1,5 км*1/2; Я —глубина залегания коллектора, км; т0 — структурный показатель зависимости Pn=f(An).

Рис; 27. Пример зависимости Д/j^—fn (ю8) для известняков. Шифр кривых — d ; Рв=Рр -=170 г/л, скважина необсажеиная, Н Г К-60, прибор ДР СТ-3 М (по Я? Н. Басину)Рис; 27. Пример зависимости Д/j^—fn (ю8) для известняков. Шифр кривых — d ; Рв=Рр -=170 г/л, скважина необсажеиная, Н Г К-60, прибор ДР СТ-3 М (по Я? Н. Басину)Оценка пористости по данным нейтронных методов производится наиболее точно для слабоглинистых коллекторов, чаще всего карбонатных. Показания метода отражают общую (открытую в случае незаглинизированных коллекторов) пористость и не зависят от структуры пространства. В этом их огромное преимущество перед электрическими и акустическими методами.

Рис; 27. Пример зависимости Д/j^—fn (ю8) для известняков. Шифр кривых — d ; Рв=Рр -=170 г/л, скважина необсажеиная, Н Г К-60, прибор ДР СТ-3 М (по Я? Н. Басину)

Рис; 27. Пример зависимости Д/j^—fn (ю8) для известняков. Шифр кривых — d ; Рв=Рр -=170 г/л, скважина необсажеиная, Н Г К-60, прибор ДР СТ-3 М (по Я? Н. Басину)

В основе использования нейтронных методов, в частности наиболее часто применяемого на практике метода НГМ, лежит зависимость показаний метода в выражении разностно] жания to s (рис. 27):

Водосодержание или эквивалентное ему водородосодержание в единице объема нефти и воды практически одинаково, что позволяет оценивать коэффициент пористости . по методу НГМ в продуктивной и обводненной частях разреза. Такое положение достоверно для водоносных пластов, насыщенных пресными пластовыми водами. Когда минерализация меньше 20—25 г/л применяется нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам — НИМ, меньше 100 г/л — метод НГМ. А при других условиях показания методов отражают . повышенное хлоросодержание водоносных пластов и решают задачу положения водонефтяного контакта.

Однозначна возможность использования данных нейтронных методов для оценки An(to£ ) при наличии в коллекторах значительной по глубине зоны проникновения, поры которой заполнены пресным фильтратом промывочной жид- .

кости (рр>0,5 Ом-м). В этом случае Аи коллекторов определяется независимо от характера насыщения пласта (газ, нефть, вода). Оценка АПпу производится . следующими этапами.

,1. По диаграммам НГМ находится величина разностного параметра

с учетом поправок\

Мп^= Jn^ — Jn"?oi^ ,(IV .32)

^«V oni “ I пу опа

где 1п^ — интенсивность вторичного гамма-излучения против изучаемого пласта; Znyon i — интенсивность против плотного (опорного) пласта в разрезе, пористость которого известна и минимальна (обычно 0—3 %); /пуоп2 — интенсивность радиационного излучения против, интервала, пористость которого максимальна — каверна против пластов глин, солей с Ав=404-50 %.

По зависимости A/ny =/ (toz), подобранной соответственно аппаратуре, с помощью которой проводились исследования нейтронным методом, определяется величина суммарного водосодержания. Суммарное водосодержание включает воду, находящуюся в открытых й закрытых порах породы! а также

в кристаллической решетке минералов (гипсов, глинистых минералов). В 067 щем случае а>£ эквивалентно общей пористости породы

“2 = *„ + *гл®гл’

(IV .33)(IV .33)где ^п — открытая пористость; Агл — объемное содержание глинистого материала в пустотном пространстве; югл — содержание воды в единице объема' глин, зависящее от минерального состава глин, равное обычно 0,1—0,3.

(IV .33)

(IV .33)

При нулевой либо минимальной глинистости cos = Ап.

Для глинистых коллекторов открытая пористость находится по фор-

мулемуле*п = “г~*глшгл

муле

муле

(IV.34)(IV.34)&гл—определяется по данным гамма-метода (ГМ), метода СП и метода сопротивлений; «гл—чаще всего по лабораторным данным.

(IV.34)

(IV.34)

Точность определения &п по нейтронным методам обеспечивается наличием в разрезе надежных опорных горизонтов (плотных пластов известной пористости и глин), правильностью введения сне- Ат, мкс/м' циальных поправок в значения интенсивностей

Рис. 28. Зависимость интервального времени от пористости для глинистых коллекторов (при атмосферном давлении). Шифр кривых — ЬглРис. 28. Зависимость интервального времени от пористости для глинистых коллекторов (при атмосферном давлении). Шифр кривых — Ьглнейтронного, гамма-излучения, снятых с диаграмм, - достоверностью оценок #гл и <вгл.

Рис. 28. Зависимость интервального времени от пористости для глинистых коллекторов (при атмосферном давлении). Шифр кривых — Ьгл

Рис. 28. Зависимость интервального времени от пористости для глинистых коллекторов (при атмосферном давлении). Шифр кривых — Ьгл

Определение пористости по данным акустического метода основано на зависимости интервального времени пробега упругой продольной волны, обратно пропорционального скорости распространения этой волны в породе, от коэффициента пористости (рис. 28).

Уравнение этой зависимости, учитывающее глинистость' породы, можно представить в следующем виде:

' А^п = А^з^п + Атгл&гл 4* Д%ск (I — ^п — ^гл)».

(IV.35)

где АТп, АТз, Атгл, Ate к— интервальные времена в породе, заполнителе (вода, газ, нефть), глине, твердой скелетной части.

Для межзерновых коллекторов полученная по акустическому методу пористость соответствует открытой; в коллекторах со смешанным типом пористости она определяется в основном структурой пустотного пространства.

При оценке пористости этим методом необходимо помимо глинистости учитывать влияние давления и температуры глу^окозалегающих пород. Радиус исследования акустическим методом для разных типов аппаратуры 10— 20 см. Недостатком метода является влияние на его показания искусственной трещиноватостй прискважинной зоны. ’

Вследствие небольшой глубинности характер насыщения породы как правило на Ат не влияет.

Целесообразнее использовать акустический метод для нахождения пористости карбонатных коллекторов, где &гЛ мало.

Определение Ап по данным метода самопроизвольной поляризации. В отдельных случаях может быть сделана'оценка Ап по данным метода СП, основанная на связи

«СП - f (М = tlV.se)

Такая оценка может производиться. для незаглинизиреванных коллекторов в диапазоне &п =104-22 % и для коллекторов, у которых &гл изменяется в узких пределах. '

Возможно определение Ап по ядерно-магнитному методу, который позволяет получить величину пористости, близкую к эффективной.

Определение .коэффициента нефтегазонасыщенности

Коэффициент нефтегазонасыщенности кн=\—кв продуктивных коллекторов находится обычно по данным методов сопротивлений через величину параметра нефтегазонасыщения Рн. ■

Исходные сопротивления рнп и рвп определяют по данным одного из методов сопротивлений. Если разрез сложен мощными, сравнительно однородными пластами, и скважины вскрываются на растворах, характеризующихся сопротивлением рР=0,5—3. Омм, достоверные результаты оценки ро могут быть получены по методу БЭЗ. При бурении скважин на со- . м

леных растворах и сложном строении разреза (пласты ограниченной мощности, неоднородные) данные этого метода недостоверны дл^ количественной интерпретации.

В условиях бурения скважин на пресных растворах (pP5sO,5— 1 Ом • м), если сопротивления рнп И р«п не превышают 20—30 Ом • м, наиболее надежно удельные сопротивления продуктивных и водоносных пластов оцениваются по индукционному методу. При вскрытии скважин на соленых растворах (рр^0,5 Ом-м) и неглубоком проникновении фильтрата в пласт уверенные сведения о рп можно получить в результате интерпретации диаграмм экранированных зондов (АБК-3, БК-7).,

Для оценки коэффициента неф- тегазонасыщеннрсти ' тонкослоистой терригенной пачки необходимо использовать расчетную величину рц из формулы

тшжттшжтf L.J,. I I НИ I. ИД t 1.5 2 3 4 56 в ГО 1,52 3 4 56^1»f L.J,. I I НИ I. ИД t 1.5 2 3 4 56 в ГО 1,52 3 4 56^1»Рис. 29. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента насыщенности (по Г. Е. Арчи)Рис. 29. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента насыщенности (по Г. Е. Арчи)1Хгл _^_ JХгл_ , ^ у 37у Рнп- пач Ргл Рп. чист •

тшжт

тшжт

f L.J,. I I НИ I. ИД t 1.5 2 3 4 56 в ГО 1,52 3 4 56^1»

f L.J,. I I НИ I. ИД t 1.5 2 3 4 56 в ГО 1,52 3 4 56^1»

Рис. 29. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента насыщенности (по Г. Е. Арчи)

Рис. 29. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента насыщенности (по Г. Е. Арчи)

где Хгл — доля- слоистой глинистости в пачке; рп. чист — сопротивление чистого (незаглинйзированного) песчаного прослоя.где Хгл — доля- слоистой глинистости в пачке; рп. чист — сопротивление чистого (незаглинйзированного) песчаного прослоя.Породы: 7 — песчано-глинистые гидрофильные; 2 —то же, слабогидрофобные; з — то же, гидрофобные; 4 —карбонатные

где Хгл — доля- слоистой глинистости в пачке; рп. чист — сопротивление чистого (незаглинйзированного) песчаного прослоя.

где Хгл — доля- слоистой глинистости в пачке; рп. чист — сопротивление чистого (незаглинйзированного) песчаного прослоя.

Информация о сопротивлениях водоносных пластов по данным БКЗ и

БК обычно ненадежна, если рп<1 Ом-м,■- '

При отсутствии сведений о рвп по данным диаграмм геофизических ме-

Тодов в законтурных скважинах, на участках разреза, залегающих ниже контакта газовой либо нефтяной залежи, при идентичности литологических характеристик продуктивных и водоносных пластов эту величину можно рассчитать: рвп==РпРв. Параметр пористости Рв^=/(*и); ^п определяется по данным изучения керна или по одному из геофизических методов (сопротивлений, нейтронному, акустическому и др.). Сопротивление пластовых вод рв находится, одним из способов, описанных выше.

Для правильной оценки коэффициента нефтегазонасыщенности необходимо располагать зависимостью Рн=/(&в), соответствующей данному типу коллектора (рйс. 29).

Различный наклон кривых зависимости характеризуется степенью гидрофильности коллектора — показателем п, его литологическим составом, строе-

нием пустотного пространства. Так, если для гранулярных коллекторов типичны значения п=1,7— 2, то для кавернозных птХ; коллекторы чистые, неглинистые характеризуются зависимостью, для которой п=1,8— 2, в то время как для глинистых коллекторов типичны, значения п=1,6—1,8.

Перспективны для оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности ядер- ные методы и методы термометрии.

Определение проницаемости пород-коллекторов

Для определения проницаемости пород-коллекторов, а также коэффициента продуктивности, относительной проницаемости, вероятного свободного дебита скважин используются связи этих параметров с показаниями - электрических методов и гамма-метода. Основой связей являются корреляционные зависимости между проницаемостью пород и их глинистостью, удельной поверхностью, количеством и характером распределения остаточной воды и т. п. Перспективны методы ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), вызванных потенциалов (ВП) и акустический (АК), а также использование многомерных корреляций между проницаемостью и двумя или несколькими геофизическими параметрами.

Вид связи для условий конкретного разреза можно определить следующими способами.-

Путем сопоставления электрических, акустических и других параметров геофизически однородных пластов, с проницаемостью найденной по образцам керна из этих пластов, при условии достаточной освещенности их керном (не менее 4—5 образцов на 1 м мощности).

Путем сопоставления геофизических параметров пластов с их проницаемостью,- определенной гидродинамическими методами, при условии однородности пластов в радиусе исследования и . уверенной привязки результатов гидродинамических методов к пластам в разрезе скважин.

Путем исследования петрофизических характеристик пород-коллекторов на образцах кернов в лабораторных условиях и построения соответствующих зависимостей между измеренными параметрами и проницаемостью керна . с учетом физико-химических свойств воды й нефти и термобарических условий рассматриваемых продуктивных отложений.

Для практического использования полученных зависимостей необходима оценка тесноты связи и точности определения проницаемости, а также ограничений применения установленных зависимостей. В частности, необходимо выявить, в каком диапазоне значений проницаемости и с какой точностью возможно ее определение для данных отложений.

Следует также отметить, что получаемые зависимости могут использо-. ваться только для тех отложений, для которых они установлены. Универсальных зависимостей практически не существует, и применение их без учета особенностей конкретных отложений может привести к неконтролируемым погрешностям.'

Метод сопротивлений.. Определение проницаемости основано на использовании зависимости вида

^пр " вРу’ч

где Рн—рп/рвп — параметр нефтегазонасыщенности; рп и рвп— соответственно удельное сопротивление нефтенасыщенного и полностью водонасыщенного пластов: а и b — постоянные, зависящие от свойств коллектора.

В частности, для песчаников пласта Di Туймазинского месторождения Г. С. Морозовым, впервые предложившим этот способ, связь установлена в виде Апр = 5OPJ5 Z ,

Способы определения рп и рВп теже, что и при Определений коэффйцй» ента нефтегазонасыщенности.

Возможны и более СлоЖйЫе вйдЫ завйсймбстй, учитЫваЮщйе пбрйстбсТЬ, глинистость и другие характеристики коллектора. Например, В. Н. ДахнойыМ предложено обобщенное выражение для терригенных коллекторов:

аР^п

к=» = -5-.(IV.38)

zрЫп^

где п и b — постоянные, характерные для данного типа коллекторов; itt й П — показатели степени в уравнениях £й = ^w И Рй — ^"Й

В зарубежной практике для слабОглннистых терригенных ЬтлОженйй йс- пользуют формулуs

4пр=|25оА^1 -6,25.10*^^,(JV.59)

L "В. СВ J

где kb. эф — эффективная пористость; &в. св — содержание Связанной йодЫ.

Эта формула справедлива, если Рй= k^ ‘

Для различных классов террИгённых и карбонатных пород меЖзерновогО типа предложена также формула

ь —■ Г с р I4/IV 40)

"ПР- ю4 *П 'О. Пр ’1или'

где с зависит от плотности углеводородов (<т, г/см3), насыщающих коллектор (с=2,3+46,5 а— 18,8 а)2; со — от предельного значения относительного сопротивления (Ро. пр—ри/рв), пористости и связанной воды:

м ~"^в^о-првК^п^в. св)

Способы оценки проницаемости коллекторов по сопротивлению ограничиваются применимостью их для продуктивных отложений с межзерновой пористостью, находящихся выше переходной зоны. Дополнительные ограничения возникают при условиях, когда сопротивления пластов в продуктивном разрезе изменяются в процессе эксплуатации залежи в связи с изменением нефтегазонасыщенности или в связи с обводнением пластов закачиваемой водой, отличающейся по минерализации и составу от остаточной.

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации и гамма-метод. Во многих районах для терригенных коллекторов установлены достаточно тесные зависимости относительной амплитуды аномалии асп От проницаемости. Основой связи является зависимость проницаемости от количества и характера распределения глинистого материала в породе. Наличие значимой корреляции между глинистостью и проницаемостью, установленной по данным анализа керна, может служить предпосылкой для поиска связи между асп и проницаемостью в пластовых условиях. Для установления вида связи Апр=/(асп) используются либо результаты гидродинамических исследований пластов, либо результаты анализа представительного керна из них.

Показания гамма-метода также в основном отражают содержание глинистого материала в коллекторе. Для определения проницаемости по данным гамма-метода используется параметр

:AJV=- 7Т ™^пИп#(IV.41)

^ymax:—/у mln

где /ушах и /у min — соответственно максимальные и минимальные показания в данной скважине, наблюдаемые против опорного пласта чистых глин и против опорного пласта наименее глинистых пород; /у—показание против - исследуемого пласта.

Определение проййцйемосТи по Данным методов СП и ГМ возможно прй условии, что коллекторы характеризуются в основном рассеянной глинистостью, причем глинистый цемент преобладает и содержание его изменяется в широком диапазоне. Применение гамма-метода ограничено наличием в разрезе битуминозных песчаников с повышенным содержанием радиоактивных минералов в породах. На эксплуатируемых месторождениях, где применяется закйчкй в плйсты воды, отличающейся по минерализации и составу от пластовой, часто Искажаются диагрйммы__СП против обводненных пластов, что Ьгрйничйвает применимость метода СП в обводненном разрезе. Это ограничение Йе бтйоёится к гймма;методу, на показаний которого состав й минерализаций воды в кбллектрре не влййют. По данным этого метода возможна Оценка Проницаемости обводненных ллаетоВ; Отмечаемые в ряде районов радйогебхймйческйе аномалий, искажающие диаграмму гамма-метода, как йрйвйло, формируются поздйее в процессе эксплуатации сквйжйн й связаны 6 ПрйвйдсОм й осажДенйем в зОйе фильтра -(цементный камень, трубы) солей радиоактивных элементов.

Приведем в качестве примера парные зависимости проницаемости ОТ &СП й AJy для месторождения Узень:

lg^np = o,i9?+4,52асп; f 5= 0,96(ХШ горизонт):

^Нр-80,5—126,9А/? — 123,5А/2 + 194,2А/2 (XIII— XVIII горизонты).

В ряде случаев целесообразно использование, комплексных геофизических параметров для определения проницаемости пластов-коллекторов. Этот подход позволяет уменьшать влияние систематических Погрешностей при определении каждого из параметров в отдельности. Кроме того, геофизические параметры могут иметь разные плотности связи в диапазоне изменения проницаемости.

Для условий Узени установлена целесообразность использования комплексного параметра, представляющего собой отношение асп/А/у.

X / X. X ZWy /

где а, b, с и d— постоянные.

В отличие от приведенных рацее парных зависимостей связь комплексного параметра с проницаемостью более тесная, разброс точек уменьшается, что приводит к повышению точности оценки проницаемости пластов. Ограничением этой связи является необходимость исключения из анализа плотных карбонатных пропластков, в которых' могут быть допущены большие ошибки из-за нечувствительности используемых методов к карбонатному цементу.

Возможны, естественно, и другие варианты комбинации параметров. Так, Е. И. Леонтьев для условий Тюменской области предлагает для определения проницаемости совместно использовать методы ИК и СП.

§ 3. Гидродинамические методы определенияфизических свойств коллекторов

Гидродинамические методы определения физических свойств коллекторов основаны на проведении экспериментальных наблюдений взаимосвязей деби- тов скважин и определяющих их перепадов давления в пласте. Эти взаимосвязи имеют четкое физическое обоснование и описываются строгими математическими уравнениями, в которые - входят физические свойства пласта, а также некоторые характеристики скважин. Изучив на основе экспериментальных наблюдений фактическую взаимосвязь дебитов и перепадов давлений, можно решать этй уравнения относительно искомых параметров пластов и скважин.

. Собственно гидродинамическими методами определяют следующие параметры::■

■ .1) усредненное значение коэффициента гидропроводности пласта е в районе исследуемой скважины или на. участке между Двумя исследуемыми скважинами; .--.

усредненное значение коэффициента пьезопроводности х пласта;

коэффициент продуктивности Кир добывающей скважины и коэффициент приемистости К' нагнетательной скважины;

коэффициент. гидродинамического несовершенства ф скважины; ■

- 5) приведенный радиус гПр скважины.■

Коэффициенты гидропроводности, пьезопроводности и продуктивности (приемистости) — комплексные параметры. ■"■■

Коэффициент гидропроводности " ... .-

е-1^_,■.(IV.42)

где Аир — усредненное значение проницаемости пласта в исследуемом районе; h — работающая мощность пласта; р -^ вязкость жидкости в пластовых условиях.' ‘ •

Коэффициент пьезопроводности ’ -

(IV.43)(IV.43)Апр ;®

(IV.43)

(IV.43)

И (Апрж + Рс)Ар*

где Ап— усредненное значение пористости пласта; рж— коэффициент сжимаемости пластовой жидкости; рс — коэффициент сжимаемости пористой среды в исследуемом районе; . Р* = /прж+Рс — коэффициент упругоемкости пласта:■’ L •

Коэффициент продуктивности скважины в пластовых условиях

■'"АГпр. пл == —-—~—- ,(IV .44)

' Рпл Рзаб . |п Ак

'^пр..

- где q — дебит скважины в пластовых условиях; рпл — пластовое давление; Рааб— забойное давление; RK — радиус условного контура питания.

. Чтобы определить, в отдельности параметры, входящие в эти комплексные коэффициенты, необходимо иметь дополнительную информацию, полу' черную другими, независимыми методами. Например, чтобы определить проницаемость пласта Апр по известному значению гидропроводности е, необхо- ■ димо знать значения мощности. А (по геофизическим, геологическим данным иди результатам потокометрйи) и вязкости р (по специальным лабораторным исследованиям, пластовых жидкостей). ••-' .

- В нефтепромысловой практике применяют три основных метода гидродинамических исследований: f) восстановления забойного давления (динамического уровня); 2) установившихся отборов; 3) исследования взаимодействия (интерференции) скважин.-•-

■ ‘Метод восстановления давления применим для добывающих нефть (или воду) скважин с забойным давлением, равным давлению насыщения нефти (воды) газом или превышающим его, а также для водонагнетательных скважин. Метод сводится в общем случае к прослеживанию изменения забойного давления (или динамического уровня) в скважине после резкого изменения режима ее работы (пуск или остановка) с одновременным прослеживанием (в случае необходимости) изменения притока (оттока) жидкости из пласта . в скважину. Последующей обработкой полученных, результатов определяют значения коэффициента гидропроводности е и комплексного параметра В = х/т^р. Эти данные также позволяют рассчитать, если независимыми методами определены значения R, р, Ап, рж и Рс, коэффициент пьезопровод-

ности х по формуле (IV.43), коэффициент проницаемости Апр = Рц/Л и приведенный радиус скважины гПр= V хШ. .

. Кроме того, если известны радиус условного контура питания RK и фактический радиус скважины гс по долоту, можно вычислить коэффициент продуктивности'

■.„-0,236е.

■' А пр —" "

...1g ^к — 1g'пр

и коэффициент гидродинамического несовершенства скважины ф

ig-5s-

ГПрх■

Для добывающих скважин обычно можно принимать RK) равным. половине среднего рарстояния между данной скважиной и ближайшими соседними. •/ ’ .. ..

Метод установившихся отборов применяют для исследования всех добывающих и водонагнетательных скважин: Метод сводится к измерению дебита скважины и ее забойного давления на нескольких (не менее трех) режимах установившейся эксплуатации и к определению пластового давления в остановленной скважине. По полученным данным строят кривую зависимости дебит — забойное- давление или дебит — депрессия (разность между пластовым и забойным давлениями), которая называется индикаторной диаграммой. Последующей обработкой индикаторной диаграммы определяют значение коэффициента продуктивности (приемистости). Если независимым путем для данной скважины оценены поправки на несовершенство по степени (ci) и характеру (сг) вскрытия, а также если известен радиус- контура питания^ то по коэффициенту продуктивности можно рассчитать значение гидропроводности пласта:,.

..^пр f 1П ‘—— + Cj + с2^-■

'е = _А^V '(IV.45)

:,•2л"■ '"

Метод исследования взаимодействия скважин (метод гидропрослушивания или интерференции) применим для всех скважин. В одном исследовании могут участвовать две скважины или более. Метод заключается в создании гидродинамических импульсов в возмущающей скважине путем ее пуска, остановки или периодической работы и в регистрации в реагирующих скважинах изменений забойного давления, вызванных изменением дебита возмущающей скважины. Работы сводятся к следующему: 1) регистрации динамики забойцых давлений в регистрирующих скважинах в течение некоторого времени до начала изменения дебита в возмущающей скважине (снятие фрна); 2) созданию поля возмущения путем изменения дебита возмущающей скважины; 3) регистрации забойных давлений в регистрирующих скважинах после создания поля возмущения; 4) обработке полученных кривых изменения во времени забойного давления. По полученным кривым реагирования делают качественные оценки наличия или отсутствия гидродинамической связи между возмущающей и реагирующими скважинами, а также количественно определяют осредненные значения коэффициентов гидропроводносТи е и пьезопроводности х в районе Исследуемых скважин (если в пласте фильтруется нефть или вода без свободной газовой фазы),■

Промысловый' геолог обычно использует обработанные данные и параметры, вычисленные специальными службами нефтедобывающих или научноисследовательских организаций. При этом необходимо ясно представлять, что определенные гидродинамическими методами величины параметров отражают

некоторые их средние значения в объеме изучаемых пород. При исследовании взаимодействия скважин-оцениваются средние параметры пород на участке между этими скважинами, при исследовании другими методами — значительный объем вокруг скважины. Например, радиус г «зоны освещенности» вокруг скважины, исследованной методом восстановления давления, примерно определяется по формуле

г = 1,5 V*tt

где / — время снятия кривой восстановлении давления.

В любом случае этот объем намного больше, чем при исследовании керна иди интерпретации промыслово-геофизических диаграмм. Поэтому значения физических свойств пластов, оцененные гидродинамическими методами, более объективно характеризуют средние свойства пластов и их желательно закладывать в гидродинамические расчеты для прогноза изменений всех основных технологических показателей разработки залежей. Различие объемов усреднения часто приводит к несоответствию параметров, определенных разными методами для одних и тех же скважин. В то же время значительное превышение проницаемости пластов, оцененной гидродинамическими исследованиями, над определенной по данным керна, свидетельствует о трещиноватости пород, что часто не улавливается пр образцам керна. Комплексное использование результатов определения физических свойств пород лабораторными, геофизическими и гидродинамическими методами позволяет глубже понять структуру коллектора и оценить основные его свойства. Особенно необходимо комплексирование методов исследования при изучении сложных карбонатных коллекторов порово-каверново-трещинного типа.

Г л а в а V

МЕТОДЫ ДЕТАЛЬНОГО ИЗУЧЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХСВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

§ 1. Физико-химические характеристики пластовыхжидкостей и газов, используемые при разработкенефтяных месторождений

Основные понятия

Необходимость тщательного изучения физико-химических свойств нефтей, газов и вод диктуется требованиями:.' ., ;' ' 4 _

их оптимального использования (схемы переработки, извлечение ценных попутных компонентов);

подсчета подземных запасов;

составления проекта рациональной разработки;

безаварийной эксплуатации промыслового хозяйства;

первичной подготовки и транспорта добываемой продукции;

охраны окружающей среды и недр.

Природные нефти с растворенными газами, свободные газы с растворенными в них конденсатами, а также воды нефтяных и газовых месторожде- Sifi весьма разнообразны по химическому составу и физическим свойствам, аже в пределах одного и того же месторождения свойства флюидов разных залежей могут существенно различаться. Более того, нередко в пределах единых залежей установлено изменение свойств нефтей, газов и вод. Это предопределяет необходимость индивидуального изучения свойств флюидов каждой залежи, а также выявления закономерностей их изменения по объему залежи. Суждения о свойствах нефтей и тазов на основе аналогии с соседними месторождениями или залежами в большинстве случаев недопустимы.

Свойства пластовых вод зййчйтельйб более одйдрдДнЫе, бдйако и их следуем изучать индивидуально для каждого данного пласта и месторождения.

Свойства нефтей, газов и вод на поверхности заметно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа, температуры и давления, поэтому приходится изучать отдельно свойства флюидов как в поверхностных, так и в пластовых условиях, Кроме того, свойства изменяются в процессе разработки, что вызывает необходимость в ряде случаев изучать изменения свойств флюидов в зависимости от переменных давления и температуры.

В СССР в качестве стандартных условий на поверхности приняты, давление 0,1 МПа и температура 20 °C. Именно к этим условиям должны приводиться все определения свойств флюйдбв На поверхности. ПоверХнбстнЫе пробы Нефти, кОйдейсата И воды Отбирают из скважин, промыслового оборудования илй транспортных Средств в бутыли, а Пробы газа —в бутыли через водяной затвор и отправляют в лабораторию на анализы.

Важнейшими исследованиями, выполняемыми в поверхностных условийх, являются химический анализ нефти, газа, конденсата и воды, а также измерения плотности и вязкости нефти, конденсата и воды.

Плотностью любого вещества называется отношение его массы М к занимаемому объему V: '

р=^-: . (v.i)

Размерность плотности в Международной системе едйниц (СИ)

[Р][Р][£3] *[£3] *

[Р]

[Р]

[£3] *

[£3] *

Единицами измерения плотности служат: в Международной системе (СИ)' [рси]=кг/м3, в СГС [рсгс^г/см3, в МКГСС [рмкгсс]=?тем/м3=кгс-с2/м4.

Соотношения между единицами измерения плотности в разных системах: [Рси]=0,001 [рсгс]=0,102 [рмкгсс]- Следовательно, чтобы сопоставить между собой величины плотностей, выраженных в различных системах, нужно применять следующие соотношения: реи = 1000рсгс =9,81 рмкгсс-

На практике часто используют безразмерную относительную плотность — отношение плотности данного вещества к плотности дистиллированной воды при +4 °C. Поскольку плотность дистиллированной воды при +4 °C очень близка 1000 кг/м3, числовые значения абсолютной и относительной плотностей веществ практически совпадают.

В я з к о с т ь ю называется свойство жидкостей и газов сопротивляться сдвигающим усилиям. Вязкость проявляется только при движении жидкостей и газов как внутреннее трение или сопротивление скольжению слоев друг относительно друга цод действием внешних сил. ; , -

костикости[р] =[р] =[Р] m[£2][Р] m[£2]Количественно вязкость измеряется величиной коэффициента абсолютной вязкости (или просто абсолютной вязкостью). Размерность абсолютной вяз

кости

кости

[р] =

[р] =

[Р] m[£2]

[Р] m[£2]

В Международной системе единица, измерения абсолютной вязкости [рси1=Н • с/м2=Па • с,а в СГС пуаз (П), [рсгс1=дина-с/см3=г/(см-с) = 1 П. Сотая доля пуаза называется сантипуазом (сП). Вязкость пресной воды в стандартных условиях составляет примерно 1 сП, а керосина — 2 сП. В МКГСС абсолютная вязкость измеряется в кгс-с/м2. Между единицами измерения абсолютной вязкости существует соотношение 1 П=0,1 Н-с/м^ йб0,01 кге•/м2; 1 П = 0,1 Па.-с; 1 сП=10-3 Па • с= Р мПа • с.

Следовательно, связь между величинами вязкости, измеренными в разных системах, выразится цсгс = Ю цси=98,1 рмкгсс.

ИспользуётсЯ также кинёматйческйя вйзкдёТь v, равняй частному of Деления абсолютной вязкости р на плотность р:

v=i. (V.2)

Р

В Международной системе единиц (СИ) кинематическая вязкость измеряется в м2/с. В СГС единицей измерения кинематической вязкости является стокс (Ст). [verc]—Ю-4 м2/с=см2/с=1 Ст. Сотая часть стокса называется сантистокс (сСт). ' - '

Для определения свойств нефти, газа и воды в пластовых условиях используют глубинные пробы этих жидкостей, которые отбирают из призабойной части ствола скважины специальными глубинными пробоотборниками, сохраняющими герметичность взятой пробы. Пробы анализируют в специальных, лабораториях, куда они доставляются либо непосредственно в глубинных пробоотборниках, либо в герметичных контейнерах.

Важнейшими параметрами," определяемыми по глубинным пробам, являются: газосодержание (газонасыщенность), давление насыщения растворенных газов, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости (объемной упругости), коэффициент теплового расширения, а также плотность и вязкость в соответствующих термобарических условиях. Каждая глубинная проба пластовой нефти и воды должна подвергаться полному анализу с определением всех перечисленных параметров. Для глубинных проб природного газа определяемых параметров значительно меньше. Выделенный в ходе анализов газ и оставшуюся дегазированную нефть или воду можно использовать для анализа их свойств в поверхностных - условиях. Состав пластового газа газоконденсатных залежей обычно определяют не по глубинным пробам. Его рассчитывают по составу сепарированного газа, содержанию и составу конденсата в поверхностных условиях. Поэтому исследования газоконденсатных скважин помимо отбора проб газа и конденсата для анализа их составов должны включать измерения конденсатндгазового фактора, показывающего количество сырого конденсата (в см), приходящегося на 1 м3 отсепариро- ванного газа.

Газосодержанйе (газонасыщенность) пластовых жидкостей показы- вает объемное количество растворенного газа W (измеренного в стандартных условиях), содержащегося в единице объема пластовой жидкости Гпж:

Давлением нас мщения (упругостью) растворенных газов назы- Ьают то наименьшее давление, при котором весь сопутствующий нефти или воде газ находится в растворенном состоянии. Пластовое давление может быть равно давлению насыщения 'или значительно превышать его. В последнем случае при снижении давления от пластового до давления насыщения растворенный газ не будет выделяться в свободную фазу. Дегазация пластовой жидкости начинается только при снижении давления ниже давления насыщения. Как и всякое,, давление насыщения измеряется в Па.

Объёмный коэффициент пластового флюида b представляет собой отношение Ьбъемй Упл в пластовых условиях к объему Уьт того же флюида после дегазаций в стандартных условиях.

(V.4)(V.4). ь = -^ -.

(V.4)

(V.4)

Ист

Таким образом, объемный коэффициент показывает, во сколько раз больший объем занимает жидкость в пластовых условиях по сравнению с ее объемом в поверхностных условиях за счет удаления растворенного газа, изменения температуры й давления. Объемный коэффициент — величина безразмерная.■ ;- •

Объемный коэффициент может быть выражен так же, как отношение плотности флюида в стандартных условиях к его плотности в пластовых условиях:

Ь = —^-.(V.5)

Рпл

Из этого уравнения вытекает важное выражение

Рпл =<V6>

о

которое можнЬ использовать для нахождения плотности пластовых жидкостей.

Коэффициентсжимаемости (объемного упругого расширения) пластовых жидкостей показывает, на какую часть своего первоначального объема (по отношению к этому первоначальному объему У») изменяется объем жидкости при. изменении' давления Ар на единицу:

.(V.7)

VyAp Vo Ар

Единицей измерения, коэффициента сжимаемости в СИ служит (МПа)"1. . Коэффициент сжимаемости используют при расчете изменения объемов однофазных жидкостей, т. е. в интервалах давлений, больших давления насыщения. Коэффициенты сжимаемости одного и того же пластового флюида при различных давлениях неодинаковы.-

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть своего первоначального объема (по отношению к этому первоначальному объему Vo) изменяется объем жидкости при изменении температуры на 1 °C:

Единицей измерения коэффициента а служит 1/°С.

* ■ ■ ■ 1.2. Свойства нефтей .

Природные нефти — это смесь жидких углеводородов различного строения с примесями неуглеводор.одных соединений- В поверхностных условиях большинство нефтей представляет собой жидкости плотностью 0,77—0,98 г/см3 (чаще всего 0,82—0,92 г/см3), самой различной вязкости, вплоть до вязко-

пластичных тел. Различные нефти застывают при температуре от —60 до 4-83 °C. Их молекулярная масса обычно 22—300.

Химический элементарный состав нефтей, характеризуется обязательным наличием пяти элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком преобладании первых двух? Он выражается в процентах (или долях единицы) по массе. Содержание углерода колеблется в пределах 83—87 %, водорода 12—14 %. Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме составлять до 5 % (главным образЬм, за счет серы), но обычно оно гораздо меньше. На товарные свойства нефтей основное влияние оказывает сера, вызывающая коррозию металлов. По содержанию серы нефти подразделяют на высокосернистые (более 2 % серы), сернистые (0,51—2 %) и малосернистые (0,5 %).

Фракционный состав отражает относительное содержание (в % по массе) различных фракций нефтей, выкипающих в определенных интерн валах температур. Обычно фракции^ подразделяют по следующим температурным интервалам начала и конца кипения: авиационный, бензин 40—180 °C, автомобильный бензин 40—205 °C, керосин 200—300 °C, лигроин 270—350 °C, мазут 350—500 °C, гудрон выше 500 °C. Разгонкой мазута получают различные масляные фракции (дистилляты), которые отбирают уже не по температурам кипения, а по величине вязкости.

Групповой углеводородный состав нефти отражает содержание (в % по массе) трех основных классов углеводородов: парафиновых или метановых (алканы), нафтеновых (цикланы) и ароматических (арены). Обычно с увеличением температуры кипения фракций содержание парафиновых углеводородов убывает, нафтеновых возрастает до температуры 300— 400 °C, содержание ароматических углеводородов возрастает, достигая максимума в наиболее высококипящих фракциях. .

Большое значение имеет содержание твердого углеводорода парафина, который растворен в жидких углеводородах. Общее содержание твердого парафина в нефтях различно: чаще до 10—15 %, но иногда значительно выше — до 40 % и даже более. По содержанию парафина нефти подразделяют на высокопарафйнистые (более 6,0 % парафина), парафинистые (1,51— 6,0%) и малопарафинистые (менее 1,5 %). При изучении высокопарафинистых нефтей следует определять не только общее содержание парафина, но и температуру и давление кристаллизации его, поскольку при изменении пластовых температуры и давления в процессе разработки парафин может выделяться из растворенного состояния и осаждаться в коровом пространстве пластов, существенно затрудняя фильтрацию нефти.

Помимо указанных групп углеводородов в нефтях встречаются также другие классы этих соединений. Индивидуальных соединений, содержание каждого из которых может превышать 1 %;, в нефтях насчитывается более 20. Всего же в нефтях к настоящему времени установлено более 400 индивидуальных углеводородов.

' Важной составной частью нефтей являются смолы и асфальтены. Это наиболее сложные нефтяные высокомолекулярные соединения, всегда содержащие углерод, водород, кислород/ серу и почти всегда —азот. Смолисто- асфальтеновые вещества практически нё переходят в нефтяные фракции при перегонке и накапливаются в мазуте, откуда они извлекаются различными углеводородными растворителями (петролейный эфир, бензол и др). Содержание собственно смол (силикагелевых, нейтральных) в нефтях составляет от 2 до 40 %, а сумма смол и асфальтенов лишь изредка достигает 45 %. Молекулярная масса смол 500—1000, а асфальтенов —- до 10 000. Асфальтены заметно влияют на физические свойства нефтей из-за высоких молекулярной массы, плотности, поверхностной активности и относительной неустойчивости.

Из числа кислородсодержащих соединений кроме смол и асфальтенов в, нефтях выявлены различные кислоты и фенолы. Основную долю среди них составляют нафтеновые кислоты с общей формулой CnH2n-iCOOH(n=5,6,9). Они содержатся в количестве, от следов до 3 %.

Специфическое свойство почти всех нефтей их оптическая активность, т- е. .способность вращать плоскость поляризации световых лучей

Обычно нефти вращают плоскость поляризации вправо. Носителями оптической активности нефтей служат преимущественно полициклические нафтены, содержащиеся в тяжелых фракциях. Очень легкие «белые» нефти, практически лишенные высококипящих фракций, не обладают оптической активностью.

Важным параметром нефтей, замеренным также по поверхностным пробам, является их оптическая плотность — способность веществ поглощать свет с определенной длиной волны. Количественная меры оптической плотности — коэффициент светопоглощения, который измеряют специальными приборами — фотоколориметрами. Оптическая плотность нефти определяется главным образом концентрацией смол и асфальтенов, которая меняется в нефтях различных залежей в широких пределах. Обычно коэффициент светопоглощения нефтей 150—900 ед.

Свойства нефтей в пластовых условиях весьма существенно отличаются от свойств на поверхности вследствие большого содержания растворенного газа, а также влияния давления и у температуры в недрах. Так, газосодержание пластовых нефтей в связи с высокой растворимостью газов в нефтях может достигать 300—500 м3/м3 и более. Газосодержание 100— 200 м3/м3 — обычное для большинства нефтей. Но известно большое число залежей, где фактическое газосодержание нефтей не превышает 8—10 м3/м3. На земной поверхности и вблизи от нее известны также полностью дегазированные природные нефти. _

Значения объемного коэффициента всех пластовых нефтей больше единицы и иногда достигают 2—3, хотя наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2—1,8. По мере увеличения давления объемный коэффициент возрастает, достигает максимума при давлении насыщения и по мере дальнейшего роста давления несколько уменьшается вследствие сжимаемости пластовой нефти.

Плотность пластовой нефти, как это следует из уравнения (V.6) и приведенных выше значений объемного коэффициента, обычно в 1,2—1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти в поверхностных условиях. Известны, пластовые нефти плотностью всего 0,3—0,4 г/см3, но чаще всего значения ее в пластовых условиях находятся в пределах 0,5—0,8 г/см3.

Вязкость пластовой нефти также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях, что обусловлено газосодержанием пластовой нефти и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения.

Коэффициент сжимаемости однофазной нефти (при давлении выше давления насыщения) весьма сильно зависит от газосодержания, а также от температуры и давления. Сжимаемость легких, содержащих много газа, нефтей существенно выше сжимаемости более плотных, малогазонасыщенных нефтей. Величины коэффициентов сжимаемости большинства пластовых нефтей лежат в диапазоне (Ю-г-50) «Ю-4 МПа-1.

Для залежей, где пластовые давления значительно превышают давление насыщения, важно установить значения коэффициентов сжимаемости в различных интервалах давления, что необходимо для прогноза нефтеотдачи и текущей добычи нефти при упругом режиме работы залежей. Использование какого-либо одного среднего значения коэффициента сжимаемости во всем диапазоне изменения давления от начального пластового до давления насыщения в этих условиях, как правило, приводит к значительным погрешностям. Коэффициент теплового расширения пластовых нефтей играет важную роль при проектировании тепловых методов разработки нефтяных месторождений. Для большинства известных нефтей его значения колеблются в пределах (14-20) • 10~4 °C-1.

В настоящее время все физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость обычно находят при начальном пластовом давлении, тогда как остальные параметры — при начальном давлении и при постепенно снижающемся давлении. В результате составляют графики изменения соответствующих коэффициентов в зависимости от давления (а иногда и от температуры).

В литературе предлагаются различные расчетные и графические зависимости для нахождения некоторых параметров пластовых нефтей. Однако состав природных нефтей и насыщающих их газов настолько разнообразен, что эти зависимости могут использоваться только для самых приближенных оценок.

L3. Свойства углеводородных газов и конденсатов

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов, химическая формула которых имеет вид СпНгп+2. Обычно основным компонентом является метан СН4, его содержание достигает 98 %. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые углеводороды: этан СгНв, пропан СзНв, нормальный бутан нСаНю, изобутан 1-С4Н10, пентан С5Н12 и др., а также неуглеводородные компоненты: азот N2, двуокись углерода СОг, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аг.

Компонентный состав газов выражают в процентах или долях единицы по объему. Знание компонейтного, состава необходимо при определении физических свойств газов расчетными методами.' Основные свойства компонентов природных газов приведены в табл. 8.

Молекулярная масса М природных газов обычно равна 16—20 и вычисляется по зависимости п

M = VMtxb(V.9)

i=i

где Mt — молекулярная масса i-го компонента газа; х^— объемное содержание Лго компонента в долях единицы.

Плотность газа рг в стандартных условиях можно - рассчитать по выражению

где Ум — объем 1 моль газа при стандартных условиях, м3.

Обычно рг находится в пределах 0,73—1,0 кг/м3.

Плотность газа сильно зависит от давления и температуры, и поэтому для практических целей является неудобной величиной.

Чаще используют относительную плотность газа рг-по воздуху, равную отношению плотности газа рг к плотности воздуха рв, взятой при тех же давлении и температуре.

Состояние Идеальных газов в, условиях высоких давления и. температуры определяется уравнением Клапейрона — Менделеева

р¥и = NRT,(V.11)

где р — давление, МПа; Т — температура, К; Уи — объем идеального газа, м3; N — число киломолей газа;./?—универсальная газовая постоянная.

Реальные углеводородные тазы отклоняются от законов идеальных газов, и уравнение Клапейрона — Менделеева для реальных газов записывается в виде:"

pVp = zNRT,(V.12)

где а — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа.

Сравнением формул (V.10) и (V.11) нетрудно установить, что коэффициент сверхсжймаемости реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одинаковых термобарических условиях:

г = ^7'<v-13)

Параметры

Обозначения

х и

X . и

X о"

х

и

2 X и С

О’

X с

X

х" . d

2

о и

. V) ■ Я

Молекулярная масса

м

16,04

30,07

44,10

58,12

58,12

72,15

72,15

86,17

100,2

28,02

44,01

34,02

Объем 1 кг газа, м3

22,4

1,4

0,74

0,508

0,385

0,385

0,31

0,31

0,262

0,223

0,799

0;509

0,658

М

Плотность по воздуху

М

0,554

1,038

1,522

2,006

2,006

2,49

2,49

2,974

3,459

0,967

1,514

1,173

28,97

Масса 1 м3 газа, кг

М

0,714

1,35

1,97

2,85

2,85

3,22

3,22

3,81

4,48

1,25

1,964

1,517

22,4

Критическое давление, мПа

Ркр

4,58

4,86

4,34

3,82

3,57

3,28

3,30

2,96

2,70

3,46

7,50

8,89

Критическаятем

пература, к

^кр

191

305

370

407

425

461

' 470

508

540

124,9

304,1

373,4

Таблица 8

Основные свойства компонентов природных газовОсновные свойства компонентов природных газов

Основные свойства компонентов природных газов

Основные свойства компонентов природных газов

Наиболее достоверные значения коэффициентов сверхСжймйеМостй Получаются на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. В случае отсутствия этих исследований прибегают к расчетному методу оценки

Рис. 30. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления и температуры ■ (по Р. Брауну). Шифр кривых — значения приведенной псевдокритической температуры

по графику Г. Брауна (рис. 30). Для использования графика необходимо знать приведенное псевдокритическое давление Рн и приведенную псевдокри- тическую температуру TR данного газа. Их определяет двумя методами.

Если компонентный состав газа Известен, на основе та^л. 8 и Среднего компонентного состава рассчитывают псевдокритические (средние критические) давление и температуру:

п

Pr-Щ (^Ркр)б(V.14)

пРг—^ №p)f.i=l

Затем; находят приведенные псевдокритические давление и температуру при данных Давлении р и температуре Т:

PR = — ;■(V.15)

Рг

Т

(V.16)

Если состав газа Неизвестен, то его псевдокритические давление и температуру определяют По графикам (рис. 31) в зависимости от относительной плотности.

При содержании в газе сероводорода H2S, азота Na и двуокиси углерода СО2 в значения псевдокритическйх давления и температуры, опредё- ленные по графикам, вводят поправки с соответствующим знаком. Величины поправок определяют по дополнительным графикам, приведенным на рис. 31. Приведенные псевдокритические параметры вычисляют затем по формулам (V.15) и (V.16).

При наличии в природном газе азота, сероводорода и. двуокиси углерода более 15 % по объему следует пользоваться только первым методом.

О б ъ ем ны й коэффициент пластового газа Ьг, представляющий собой отношение объема газа Епл, который он занимает в пластовых условиях, к объему Ест, который он будет занимать в стандартных условиях. Его можно найти, выражая объем газа через уравнение Клапейрона—Менделеева :

ЕПЛZNRTnjjPcT 2 РсТ^ПЛ(у

ЕстPnnN RTСТ Рил Тст.

Поскольку рст/Тст = 0,1033/293=0,000 352, имеем

6Г = 0,000352-2j"L.(V.18)

Рпл.

Из уравнения (V.18) видно, что объемный коэффициент пластового газа рассчитывается, по существу, на основе тех же исходных данных, по которым определяется и коэффициент сверхсжимаемости.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяю; щуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе; Как сопутствующий газу компонент он подразделяется на сырой и стабильный.

Сырой конденсат — это жидкость, выделяющаяся непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких цри стандартных условиях углеводородов, т. е. из пентанов и вышекипящих, в которых растворено некоторое количество газообразных углеводородов — бутанов, пропана и этана, а также сероводорода и других газов.

Стабильный конденсат состоит из жидких углеводородов — пентана и вышекипящих. Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится

6 пределах 40—200 °C. Молекулярная масса 90—16б. Плотность стабильНОгО конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от группового углеводородного состава.

3503506699ввII16:16:330330310310290290270270250250230230210210190190170..0,5 0,7 0,91,11.3- 1,5Относительная плотность170..0,5 0,7 0,91,11.3- 1,5Относительная плотностьгаза по воздухугаза по воздуху

350

350

6

6

9

9

в

в

I

I

1

6:

1

6:

330

330

310

310

290

290

270

270

250

250

230

230

210

210

190

190

170..

0,5 0,7 0,91,11.3- 1,5

Относительная плотность

170..

0,5 0,7 0,91,11.3- 1,5

Относительная плотность

газа по воздуху

газа по воздуху

Рис. 31. Зависимость псевдокритических давления (а) и температуры (б) от плотности углеводородных газов по воздуху:

/ — газовые месторождения; 2 — газоконденсатные месторождения; поправки к величинам псевдокритических давления и температуры за счет содержания: 3 — азота, 4 —

.двуокиси углерода, 5 — сероводорода

Важным параметром газа конденсатных залежей является давление начала конденсации (точка росы).. По мере разработки газоконденсатных залежей и снижения в них пластового давления ниже давления начала конденсации из газа выделяется жидкая фаза—конденсат в пласто-

йЫх условиях. Это не только Приводит к Потерям углёвоДйроДдв в залежах, но и отражается на подсчете запасов, поскольку изменяются объем пор пласта, занятых газом, состав и свойства газа. Поэтому при исследованиях газоконденсатных залежей необходимо производить анализы газа на самой ранней стадии разработки./

Для подсчета запасов, проектирования разработки, обустройства промыслов и рациональной эксплуатации газоконденсатных залежей необходимо иметь, сведения о следующих Параметрах: содержании сырого конденсата (конденсатногазовый фактор) в 1 см3/м3 отсепарированного газа; компонентный состав сырого конденсата и отсепарированного газа; содержание жидких углеводородов. Cs + высш, и их физические свойства (молекулярная масса, плотность и др.); состав пластового раза. Коэффициент сверхсжимаемости, а также запасы пентанов + вышекипяпЩе, бутанов, пропана и этана должны определяться только исходя из состава пластового (а не от- сепарированного) газа. Состав пластового газа обычно рассчитывают на основе состава отсепарированного газа, сырого конденсата и конденбатно-, газового фактора.

Таким образом, при изучении газовых и газоконденсатных залежей в отличие от нефтяных можно судить о свойствах этих флюидов в пластовых условиях без отбора и анализа глубинных проб.

Свойства вод нефтяных и газовых месторождений

Подземные воды нефтяных и- газовых месторождений содержат раство- ' ренные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней веществ, исключая растворенные газы. В водах. найдено более 50 химических элементов, но значительным распространением пользуются немногие из них.

Главными в природных водах являются шесть ионов, содержащих восемь элементов: Среди них три аниона — хлор (С1~), сульфат (SOi2~) и гидрокарбонат (НСОз~) и три катиона — натрий (Na+), кальций (Са2+) и.-маг- ний (Mg2+). Помимо этих, главных ионов значительно распространены в водах карбонат-ион (СОз2-), калий (К+) и железо (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты). Из них. наиболее известны бром (Вг), иод (1~), аммоний (МН4+), литий (Li+j, стронций (Sr2+) и др. -

Содержание отдельных ионов в воде определяют в специальных химических лабораториях и выражают в массовой . (г/100 г или г/л раствора), эквивалентной массовой (г-экв/100 г или г-экв/л раствора) и в. процент- эквивалентной формах. При выражении в эквивалентной массовой и процёнт- эквивалентной формах суммарное содержание катионов должно быть равно суммарному содержанию анионов.

Суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов называется м и н е р а л и з а ц и е й воды. Она обычно выражается в г/100 г' или в г/л раствора. Минерализация, выраженная в г/100 г, численно соответствует массовой процентной форме выражения минерализации. При пересчете минерализации из г/л в г/100 г необходимо учитывать плотность воды (особенно для сильноминерализованных рассолов).

Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах — от пресных вод с содержанием солей менее ■1 г/л до крепких рассолов с минерализацией 400 г/л и более. Минерализация и химический состав вод определяют все их физико-химические свойства в поверхностных условиях (плотность, вязкость, электропроводность, реакция среды, щелочность и др.).

Свойства подземных вод в пластовых условиях определяют по глубинным пробам вод, отобранным глубинными пробоотборниками. При изучении ■ пластовых вод в отличие от пластовых нефтей возникают дополнительные трудности, связанные с электропроводностью и коррозионной активностью вод. Поэтому большинство свойств подземных вод в - массовых масштабах

в пластовых условиях экспериментально не определяют, а используют различные графические и расчетные зависимости свойств подземных вод от их минерализации, химического состава, гаэосодержания, температуры и давления. Сравнение расчетных данных с. имеющимися результатами прямого определения свойств подземных вод в пластовых условиях показывает, что эти методы обладают удовлетворительной для практических целей точностью для условий большинства известных месторождений.

Г азосодержание подземных вод обычно не превышает 1,5— 2,0 м3/м3, во многих случаях оно 'составляет 0,2—0,5 м3/м3. В составе водо-

Рнс. 32. Зависимость растворимости природного газа в воде от, давления и температуры, ol—отношение содержания растворенного газа в соленой воде к его содержанию в пресной „воде

растворенного газа обычно преобладает метан, затем следуют азот, двуокись углерода, гомологи метана, гелий и аргон. В некоторых случаях доминирующее положение занимают азот или углекислота. При углекислом составе газа в связи с очень высокой растворимостью двуокиси углерода в воде газосодержание подземных вод аномально возрастает, достигая иногда 10—: 20 м3/м3 и более.

Фактическое газосодержание подземных вод можно определить только на основе анализа глубинных проб воды. Максимальное. потенциально возможное газосодержание определяется растворимостью газа в воде, которая зависит от давления, температуры, минерализации воды и состава газа.

, Растворимость газов в воде детально изучена А. Ю. Намиотом и М. М. Бондаревой (1963 г). Для практических целей с достаточной степенью точности растворимость природного углеводородного -газа в воде может быть определена по графику (рис. 32) с учетом поправки на минерализацию воды.

Для вычисления растворимости газа в пластовой воде (т. е. определения максимально возможного гаэосодержания) по рис. 32 находят растворимость газа 5д в в дистиллированной воде при соответствующих пластовых давлении и температуре. Затем определяют поправочный коэффициент а на мине-

' 50 40 30 20 10 О' 50 40 30 20 10 О^100 г^100 г50- 40 30 20 10 О50- 40 30 20 10 О^ 00 -^ 00 -Минерализация 100 г/пМинерализация 100 г/п

' 50 40 30 20 10 О

' 50 40 30 20 10 О

^100 г

^100 г

50- 40 30 20 10 О

50- 40 30 20 10 О

^ 00 -

^ 00 -

Минерализация 100 г/п

Минерализация 100 г/п

100 г Дистиллированная вода

80 -

60

40 -

155155? 20 "^5 35 25

155

155

Д * । । 'I

45 35 25 15 545 35 25 15 5^100 г^100 г«и«и8080200 Г/л200 Г/л60 -60 -%%404020<иО20<иО45 35 25 15 5 '45 35 25 15 5 '100 г100 г80 -80 -60 -60 -404020 -20 -50 40 30 20 10 О50 40 30 20 10 О300 г/Л300 г/Л45 '35 25 15 545 '35 25 15 5

45 35 25 15 5

45 35 25 15 5

^100 г

^100 г

«и

«и

80

80

200 Г/л

200 Г/л

60 -

60 -

%

%

40

40

20

<и

О

20

<и

О

45 35 25 15 5 '

45 35 25 15 5 '

100 г

100 г

80 -

80 -

60 -

60 -

40

40

20 -

20 -

50 40 30 20 10 О

50 40 30 20 10 О

300 г/Л

300 г/Л

45 '35 25 15 5

45 '35 25 15 5

^60- '

в-:

" 20 - ‘

Q /7 t-L

50 40 30 20 10 О

О !—L0,900О !—L0,900

О !—L0,900

О !—L0,900

1,0401,0400,9901,0001,010-1,0201,030

1,040

1,040

Объемный коэффициент Ь

рис. 33- Зависимость объемного коэффициента воды без растворенного газа от темпе* ратуры и дардения. Шифр кривых — давление в МПа'

рйлНзацйЮ йоДы. Растворимость гйза в Пластовой воде вЫчйсляШт по формуле

S>S>,(V.19)

Изложенная методика дает удовлетворительные результаты только для тех природных газов, в составе которых преобладает метан. При азотном и особенно углекислом составах газа ее применять нельзя.

Следует обратить внимание, что полученная расчетным путем растворимость газа в пластовой воде характеризует только потенциальную способность йоды к растворению газов. Ее фактическое газосодержание может быть гораздо меньше растворимости газов.

давление насыщения можетдавление насыщения можетп 0,0010 I 0,0000 и 0,0006 § цоооб § 0,0002 I 0,0000 Х-ата ^-0,0004 Х-аооое ^0,0006 <-0,0010п 0,0010 I 0,0000 и 0,0006 § цоооб § 0,0002 I 0,0000 Х-ата ^-0,0004 Х-аооое ^0,0006 <-0,00100,960 1,000 1040 1,060, 1.120 1,160 1,200 плотность Мы (без газа)вплас- тобых дсло8иях,х№0,960 1,000 1040 1,060, 1.120 1,160 1,200 плотность Мы (без газа)вплас- тобых дсло8иях,х№NzNzДавление насыщения (упругость) водорастворенйых гадов .зависит от газосодержанйя, состава газа,, минерализации и химического состава воды, а также от пластовой J быть равным пластовому или ниже его. Оно определяется тремя методами: 1) по анализу глубинных проб воды (аналогично определению давления насыщения газов нефти); 2) промером газосодер- жания по стволу водяных скважин; 3) расчетным путем по составу газа и воды. Два первых метода — прямые, и их использование предпочтительнее.

давление насыщения может

давление насыщения может

п 0,0010 I 0,0000 и 0,0006 § цоооб § 0,0002 I 0,0000 Х-ата ^-0,0004 Х-аооое ^0,0006 <-0,0010

п 0,0010 I 0,0000 и 0,0006 § цоооб § 0,0002 I 0,0000 Х-ата ^-0,0004 Х-аооое ^0,0006 <-0,0010

0,960 1,000 1040 1,060, 1.120 1,160 1,200 плотность Мы (без газа)вплас- тобых дсло8иях,х№

0,960 1,000 1040 1,060, 1.120 1,160 1,200 плотность Мы (без газа)вплас- тобых дсло8иях,х№

Nz

Nz

Рис. 34. Поправки к плотности пластовой воды за счет растворенного газа при газосо- держании 1 м3/м3Рис. 34. Поправки к плотности пластовой воды за счет растворенного газа при газосо- держании 1 м3/м3Сущность второго метода, предложенного И. К, Зерчанино- вым, состоит в следующем. В четырех-пяти точках последовательно сверху вниз по стволу скважины определяют газосодержание воды по глубинным пробам. По полученным данным составляют график изменения газосодержанйя.

Рис. 34. Поправки к плотности пластовой воды за счет растворенного газа при газосо- держании 1 м3/м3

Рис. 34. Поправки к плотности пластовой воды за счет растворенного газа при газосо- держании 1 м3/м3

с глубиной. Точка перегиба графика соответствует глубине, где давление столба воды, равно давлений насыщения. Если перегиб на графике отсутствует, то это означает, что давление насыщения равно пластовому давлению.

Расчетный метод определения давления насыщения водорастворенных газов детально Ъписан в книге А. Ю. Намиота и М. М. Бондаревой (1963 г.).

Объемный коэффициент пластовой воды зависит от минерализации, химического состава, газосодержанйя воды, пластового давления и ' пластовой температуры. Наибольшее влияние на его величину оказывают пластовая температура и минерализация воды. Поскольку газосодержание подземных вод обычно не превышает 1 м3/м3, влияние его весьма невелико и в большинстве случаев может не учитываться.

Объемный коэффициент пластовых вод нефтяных и газовых месторождений колеблется от 0,98 до 1,20. При отсутствии анализов глубинных проб пластовой воды для определения величины объемного коэффициента в зависимости от минерализации, пластовых давления и температуры используют графики Ю. П. Гаттенбергера (рис. 33).. Если минерализация исследуемой воды не соответствует минерализации, отмеченной на графиках, то берут данные для. минерализаций, большей и меньшей исследуемой, и по ним вычисляют объемный коэффициент исследуемой воды, пользуясь правилом пропорции. Рекомендуемый метод определения объемного коэффициента не учитывает влияния растворенного газа,, что для большинства вод нефтяных и газовых месторождений вполне допустимо.

Плотность воды в Пластовых условиях зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. Как правило, величины плотности воды в пластовых условиях отличается от ее значений в по

ВёрхНостНЫХ уёЛовйях не более чем на 20 %. В большинстве сЛуИдёй йОДа в пласте менее плотная, чем на поверхности, поскольку пластовая температура обычно намного выше стандартной температуры 20 °C. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например в зоне развития вечномерзлых пороД, плотность воды в пластах может быть равна или даже несколько больше плотности воды в поверхностных условиях;

Рис. 35. Зависимость вязкости воды цв от температуры при различных концентрациях NaCl. Шифр кривых — концентрация NaCI в г/100 г

При отсутствии анализов глубинных проб пластовой воды ее плотность в пластовых условиях рекомендуется рассчитывать по формуле (V.6) в зависимости от плотности- в поверхностных условиях и объемного коэффициента. Последний находится по графикам на рис. 33.

Влияние газосодержания на плотность подземных вод в большинстве случаев очень незначительно и может не учитываться. Для некоторых точных расчетов и при газосодержании более 1 мй/м3 поправки к плотности подземных вод за счет влияния растворенного газа находят по графику Ю. П. Гат- тенбергера '(рис. 34). Поправка прямо пропорциональна общему газосодер- жанию и зависит от состава водорастворенного газа. Суммарная поправка вычисляется и вводится с учетом соответствующего знака. " ‘ •

Зная плотность пластовой воды с учетом растворенного газа и плотность воды в стандартных условиях, можно рассчитать истинное значение объем -

474746454645444344434241424140394039в зависимости от минерализации и температуры с внесением ^ 38 поправочного коэффициента с д? на давление.в зависимости от минерализации и температуры с внесением ^ 38 поправочного коэффициента с д? на давление.’ ется в различных интервалах давления, но в основном зависит от минерализации, химического состава, пластовой температуры и Тазосодержа- ния. Коэффициент сжимаемости вод нефтяных и газовых’ ется в различных интервалах давления, но в основном зависит от минерализации, химического состава, пластовой температуры и Тазосодержа- ния. Коэффициент сжимаемости вод нефтяных и газовых31313030шая (вода — плохо сжимаемая жидкость). Но, посколькушая (вода — плохо сжимаемая жидкость). Но, посколькупри ряде точныхпри ряде точных2626считаться•расчетов.считаться•расчетов.2525242423222322212120 х—>—L—U10 20 30 40 50 60 70 80 90 ЮО Температура, °G *’;20 х—>—L—U10 20 30 40 50 60 70 80 90 ЮО Температура, °G *’;Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости " воды от давления и температуры при различных концентрациях NaCI (по Д. .Лонгу и Д.. Кьери- чи). Шифр цривых — давление в МПцРис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости " воды от давления и температуры при различных концентрациях NaCI (по Д. .Лонгу и Д.. Кьери- чи). Шифр цривых — давление в МПцводыводызйрованной пластовойзйрованной пластовой

47

47

46

45

46

45

44

43

44

43

42

41

42

41

40

39

40

39

в зависимости от минерализации и температуры с внесением ^ 38 поправочного коэффициента с д? на давление.

в зависимости от минерализации и температуры с внесением ^ 38 поправочного коэффициента с д? на давление.

’ ется в различных интервалах давления, но в основном зависит от минерализации, химического состава, пластовой температуры и Тазосодержа- ния. Коэффициент сжимаемости вод нефтяных и газовых

’ ется в различных интервалах давления, но в основном зависит от минерализации, химического состава, пластовой температуры и Тазосодержа- ния. Коэффициент сжимаемости вод нефтяных и газовых

31

31

30

30

шая (вода — плохо сжимаемая жидкость). Но, поскольку

шая (вода — плохо сжимаемая жидкость). Но, поскольку

при ряде точных

при ряде точных

26

26

считаться

•расчетов.

считаться

•расчетов.

25

25

24

24

23

22

23

22

21

21

20 х—>—L—U

10 20 30 40 50 60 70 80 90 ЮО Температура, °G *’;

20 х—>—L—U

10 20 30 40 50 60 70 80 90 ЮО Температура, °G *’;

Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости " воды от давления и температуры при различных концентрациях NaCI (по Д. .Лонгу и Д.. Кьери- чи). Шифр цривых — давление в МПц

Рис. 36. Зависимость коэффициента сжимаемости " воды от давления и температуры при различных концентрациях NaCI (по Д. .Лонгу и Д.. Кьери- чи). Шифр цривых — давление в МПц

воды

воды

зйрованной пластовой

зйрованной пластовой

ного коэффициента (с. учётом влияния газосодержания), пользуясь соотношением (V.5).

В я з к о с т ь подземных вод зависит в первую очередь от температуры, а также от минерализации и химического состава воды. Газосодержание и давление оказывают гораздо меньшее влияние. В большинстве случаев вязт

кость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2—1,5 мПа-с.

Вязкость воды следует определять . экспериментально по глубинным пробам. Возможны также определения .вязкости на пробах дегазированной воды, но с поддержанием пластовой температуры. - Этот прием используется при температурах до 100 °C, В случае отсутствия прямых определений вязкость пластовой воды рекомендуется оценивать по графику (рис. 35)

Сжимаемость пласто- о 36 вой воды несколько измени- 7 , 35 | 34 I 39 I 32

Месторождений обычно лежит u впределах (34-5)-10~4 МПа-*.

Эта величина в целом нёболь- §

Мал ЖИДКОСТЬ^. ПО, Ниилилолу Сь 9Я в недрах существуют высокие С пластовые давления, со ежи- § 27 маемостью воды приходится *

В случае отсутствия анализов глубинных проб воды, ее коэффициент сжимаемости' рв рекомендуется определять по формуле В. Н. Мамуны:

PB=p;(l+O,O5Sr), (V .20)

где Ру — коэффициент сжимаемости дегазированной пластовой воды; Sr — г азосодержание пластовой воды, м3/м8.

Для определения коэффициента сжимаемости Рв дега-

предложены различные эмпирические формулы и графики. Рекомендуется использовать наиболее полные графики Д. Лонга и Д. Кьеричи (рис. 36). По ним определяют сжимаемость дегазированной воды в зависимости от минерализации, температуры и давления. При отсутствии определений фактического газосодержания пластовой воды, можно оценить ее максимально возможное газосодержание по графикам растворимости (см. рис. 32) и формуле (V.1P).

Коэффициент теплового расширения воды несколько изменяется при различном давлении, но В основном зависит от температуры и минерализации. В случае отсутствия анализов глубинных проб воды а можно определить по графикам (рис. 37).

Рис. 37. Зависимость коэффициента теплового расширения воды от температуры и дав' ления при различных концентрациях №С1 (по Ю. П. Гаттенбергеру и. А. Я. Кулапину). Шифр кривых — давление в МПа

Электропроводность природных вод обусловлена их электролитическими свойствами. Носителями электрических зарядов служат ионы, на которые диссоциированы растворенные вещества. Мерой электропроводности принято удельное электрическое сопротивление, которое определяется как электрическое сопротивление такого проводника электрического тока, длина и сечение которого равны единице. На практике единицей электрического удельного сопротивления служит 1 Ом: м/м2, т. е. 1 Ом-м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для количественной интерпретации материалов электрометрии скважин.

Удельное электрическое сопротивление природных вод зависит от их минерализации, химического состава и температуры. Влияние газосодержания и давления изучено недостаточно, но имеющиеся малочисленные определения показывают, что эти факторы не оказывают заметного воздействия на величину удельного сопротивления воды.

Обычно удельное сопротивление измеряют на поверхностных пробах воды с созданием пластовой температуры. При отсутствии прямых определений его можно найти по графику (рис. 38) в зависимости от минерализации и температуры.

При использовании графика желательно по составу пластовой воды вычислить эквивалентную концентрацию NaCI, Это достигается путем умножения содержания различных ионов на следующие переводные коэффициенты:Na+— 1, Са2+—0,95; Mg2+—2,0; С1~—1,0; SO?-—0,5; НСОз"-0,27. Полученная таким образом сумма дает эквивалентную концентрацию NaCI в воде. Этим графиком можно пользоваться для большинства вод нефтяных и газовых месторождений^ однако при наличии значительного количества (более 10 %) гидрокарбонатов он дает существенные погрешности.

Удельное электрическое сопротивление вод нефтяных и газовых месторождений в большинстве случаев лежит в пределах 0,01—1,0 Ом-м.

Особенности отбора проб в разных условияхдля получения достоверных данных о свойствахнефти, газа и воды

Исследование свойств нефтей, газов и воды начинается с отбора проб. Для исследования свойств в пластовых условиях необходимо отбирать глубинные пробы с сохранением естественного газосодержания нефти и воды, пластового давления и температуры. Глубинные пробоотборники после отбора проб герметически закрывают в скважине в точке отбора, чтобы не допустить удаления газа. В процессе подъема пробоотборника на поверхность и транспортировки герметически закрытой пробы в лабораторию происходит снижение температуры пробы и соответственно изменяется давление. Но в лаборатории пробы вновь доводят до пластовой температуры й только после этого выполняют анализ свойств пластовых жидкостей и газов.

По этим же пробам определяют необходимые свойства в различных интервалах давления и температуры. После окончания анализов дегазированные нефть и вода могут быть использованы для проведения химического анализа и определения свойств в поверхностных условиях. Для этих же целей применяют поверхностные пробы, отбираемые в стеклянные бутыли с устья скважин, из сепараторов или из трубопроводов и мерных емкостей.

При отборе глубинных проб особое внимание необходимо обращать на доброкачественность и представительность проб. Доброкачественными могут считаться те пробы, которые отвечают фактическим пластовым условиям. При отборе проб, не отвечающим пластовым условиям, лабораторные исследования дадут неправильные характеристики, ничего общего не имеющие с истинными свойствами пластовых жидкостей и газов. Представительными считаются только те пробы, которые характеризуют начальную, не затронутую разгазированием нефть или воду. Поэтому чрезвычайно важно провести отбор в процессе разведки и начальной стадии разработки, пока еще не нарушены начальные пластовые условия. Исследовать необходимо все разведочные скважины, давшие приток нефти, газа или воды, а также эксплуатационные скважины, расположенные на значительном расстоянии от разведочных, чтобы пробы пластовой нефти равномерно освещали площадь и разрез месторождения.

В дальнейшем пробы отбирают из контрольных скважин, используя, результаты для оценки изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки месторождения. Число контрольных скважин должно составлять 1— 5 % от скважин эксплуатационного фонда, но обычно не более 10. Контрольные пробы отбирают ежегодно до конца разработки месторождения.

Из каждой исследуемой скважины рекомендуется отбирать по три параллельные пробы, по результатам' которых судят. о представительности отобранной, для анализа нефти и качестве выполненных анализов.

Для получения качественных и представительных глубинных проб их отбирают, как правило, в фонтанирующих скважинах, дающих чистую нефть или газ, или воду. Этим обеспечивается очистка интервала ствола скважины, из которого берут пробы, от примесей промыврчной жидкости, а также достигается лучшая промывка пробоотборников с проточной камерой. Особен^ ности отбора глубинных проб в глубиннонасосных и простаивающих скважинах анализируют специально. •

Трудности, возникающие при выборе методики отбора представительных глубинных проб нефти и воды, в значительной степени зависят от состояния пластового и забойного давлений в данный период разработки залежи нефти по отношению к давлению насыщения нефти газом. -

Когда пластовое и забойное давление выше давления Насыщения (упруго-водонапорный, упругий и водонапорный режимы), на забой скважины поступает и на определенную высоту поднимается пластовая нефть в однофазном состоянии. В Этом случае отбор глубинных проб нефти наиболее прост и надежен, совпадение результатов анализов параллельно отобранных проб — вполне удовлетворительное и трудности, встречающиеся при отборе глубинных проб, носят технический характер. Если давление на забое или в месте отбора пробы близко к давлению насыщения, рекомендуется перевести работу скважины на несксутько пониженный дебит, чтобы уменьшить депрессию на пласт и тем самым повысить забойное давление на величину, обеспечивающую отбор представительной пробы.

Если давление насыщения выше забойного давления, но ниже пластового, то на забой поступает нефть в двухфазном состоянии, хотя свободный газ выделяется только в призабойной зоне пласта, а на основной площади пласта фильтруется однофазная нефть. В этом случае отбор представительных проб пластовой нефти возможен, если извлечь из пласта объем газонефтяной смеси, находящейся в двухфазной. депрессионной области и заменить. его нефтью из однофазной области. Для этого скважину следует перевести на работу с пониженным дебитом, при котором забойное давление, оказывается равным давлению насыщения или несколько больше него, и выждать время, необходимое для подхода к* скважине, представительной пластовой нефти. Это время можно оценить ориентировочным расчетом по соответствующим формулам С. Г. Каменецкого и В. Н. Мамуны, а также установить опытным путем, отбирая из скважины ежедневно по две-три пробы в течение нескольких суток. Стабильйое значение газосодержания и давле- ййя насыщения в трех последовательно отобранных пробах свидетельствует б подходе представительной пластовой нефти.

Наиболее сложные уСловйя возникают кдгдй не только забойное, но и - Пластовое давление снижено ниже давления насыщения. В этом случае в пласте развивается режим- растворенного газа и газонефтяная смесь на забое действующей скважины содержит значительно больше газа, чем его содержалось первоначально в нефти. Получение представительных проб, характеризующих первоначальную нефть, в этих условиях невозможно. Поэтому пробы необходимо дополнительно привести к пластовым условиям или приготовить рекомбинированные пробы из нефти и газа, отобранных в промысловых сепараторах. Чтобы довести пробы до пластовых условий, В. Н. Мамуна, Г. Ф. Требин и Б. В. Ульянинскйй рекомендуют отбирать глубинным пробоотборником первую пробу нефти без свободного газа, что достигается использованием пробоотборников с предварительно закрытым нижним клапаном. Затем надо взять еще ряд проб при тех же условиях й в них растворить дополнительное количество газа до насыщения нефти ’при первоначальных пластовых давлении и температуре. Затем следует провести ступенчатое - разгазирование, в процессе которого снизить давление До давления насыщения первой пробы нефти. Если свойства оставшейся нефти совпадут со свойствами первой пробы, характеризующей состояние нефти .в данный момент разработки, то рекомбинация проведена правильно. В противном случае рекомбинацию повторяют до получения представительной пробы.

' Некоторые суждения ■ о первоначальном газосодержании нефти можно составить по промысловым замерам тазового фактора. Период стабильного газового фактора обычно соответствует условиям работы скважин без выделения газа в пласте. Поэтому газовый фактор в этот отрезок времени плюс остаточное газосодержание нефти после прохождения промысловых сепараторов соответствуют в первом приближении первоначальному газосодержа- нию пластовой нефти. Имея на. основе анализов позднейших глубинных проб нефти зависимость ее свойств (давления насыщения, плотности^ объемного коэффициента и др.) от газосодержания, можно определить эти свойства при первоначальном газосодержании. Желательно прибегать к этому приему параллельно с анализом рекомбинированных проб.•.

Значительные сложности представляет отбор представительных проб пластовой нефти на тех месторождениях,, где эксплуатация всех скважин ведется глубинными насосами. Чаще всего при насосной эксплуатации глубинные пробы не отбирают вообще или отбор производят при остановке скважины после подъема оборудрвания и восстановления статического уровня, что требует больших затрат и приводит к существенным потерям добычи нефти. Чтобы избежать этих нежелательных явлений, В. М. Файнштейном разработана технология отбора глубинных проб при создании дополнительного противодавления на пласт, компрессором с -одновременным отбором нефти компрессорным способом.'

■ . Отбор глубинных проб из газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин также имеет свою специфику; обусловленную высокими устьевыми давлениями, большими скоростями потока в трубах и наличием небольшого количества жидкой фазы (конденсат, гидраты, нефть) по отношению к газовой фазе. Движение газа и небольших количеств жидкой фазы происходит таким образом, что в центральной части фонтанных труб поднимается газ, а по стенкам — жидкость. При этом жидкая фаза срывается со стенок от неровностей и стыков труб, некоторое время поднимается в общем потоке с газом, но затем вновь оказывается на внутренних стенках труб, по которым она движется вверх, увлекаемая центральным газовым потоком. В зависимости от места остановки пробоотборника им будет отобрано меньшее или большее количество жидкой фазы. При остановке в области невозмущенного потока, когда жидкость поднимается в основном по стенкам труб, в пробоотборнике будет лишь одна газовая фаза. При отборе проб из остановленных газоконденсатных и газонефтяных скважин можно получить лишь одну жидкую фазу. После остановки таких скважин жидкость стекает на забой, образуя столб определенной высоты, под уровнем которого может оказаться пробоотборник. В пробоотборниках с клапанным механизмом, срабатывающим от■перепада давления, может произойти разбавление пластовой

Пробы газом в лубрикаторе йлй в верхней части фонтанных труб. Открытие клапанов здесь может быть вызвано охлаждением пробоотборника и соответствующим снижением в нем давления.

Все эти трудности обусловили необходимость предварительного анализа работы скважин и выбора в каждом случае индивидуальной технологии отбора глубинных проб. О составе и свойствах пластового газа газоконденсатных месторождений. чаще судят не по глубинным^ пробам, а на основе расчетов по материалам анализа поверхностных проб. ■

В некоторых случаях приходится отбирать глубинные пробы из простаивающих или остановленных нефтяных скважин. К этой же категории относятся пьезометрические водяные скважины. Весьма серьезное значение здесь приобретает вопрос о надежной промывке внутренней полости пробоотборника. Изменять скорость движения жидкости внутри пробоотборника за счет изменения зазора между приборами и внутренней стенкой труб, а также за счет изменения скорости спуска прибора на забой в широких пределах практически невозможно. Поэтому обычно в точке отбора пробы прибор некоторое время «расхаживают» с открытыми клапанами, т. е. периодически поднимают и опускают в небольшом интервале, давая возможность пластовой жидкости полностью заместить ту жидкость, с которой пробоотборник пришел к месту-отбора глубинной пробы. Время для такого замещения устанавливается экспериментально для каждой модели пробоотборника. В целом для отбора глубинных проб из простаивающих скважин желательно примеЧ нять пробоотборники с максимальным отношением площади входного отверстия к площади сечения промываемой приемной камеры.

При исследовании водяных скважин особое внимание следует уделять тому, чтобы отбираемые пробы характеризовали именно пластовую воду, а не смесь ее с посторонней технической водой. В отличие от действующих и остановленных нефтяных и газовых скважин опасность получения непредставительных проб здесь особенно реальна. Поэтому начинать заботиться о. получении объективной информации о пластовой воде следует еще во время испытания водяных скважин. После перфорации колонны, промывки - скважины и возбуждения пласта необходимо провести откачку до постоянного состава извлекаемой воды. Состав воды оценивают по содержанию ионов хлора, плотности и величине pH, причем эти определения производят непосредственно у скважины, не прерывая откачку. Состав воды считается постоянным, если в трех последовательно отобранных пробах значения указанных параметров не изменяются. В промежутках между отбором проб необходимо откачивать не менее одной трети объема ствола скважины. В конце откачки берут пробу во^ды с устья скважины в объеме 1,5 л и оставляют ркважину на восстановление статического уровня. При установившемся статическом уровне (или устьевом избыточном давлении) отбирают три глубинные пробы из прифильтрового интервала скважины, а также замеряют пластовые давление и температуру.

В последнее время все большее число пластов опробуют в необсаженных скважинах с помощью испытателя пластов на бурильных трубах. В случае значительного притока жидкости представляет интерес изучение свойств полученной жидкости в пластовых условиях, что можно выполнить, отбирая глубинную пробу пробоотборником, который спускают в бурильные трубы. Но в основном жидкости, полученные испытателем кластов, исследуют по устьевым пробам, которые отбирают при подъеме бурильных труб на поверхность. При получении, притока воды следует подходить с особой осторожностью к результатам анализов ее состава, имея в виду реальную возможность смешения пластовой и технической вод. Чтобы судить о степени представительности проб, рекомендуется отбирать их не менее чем1 в пяти точках столба воды в бурильных трубах.

Совершенно специфичны методы отбора проб и изучения погребенных вод нефтяных и газовых залежей. Большей частью погребенные воды не принимают участия в фильтрации и не поступают к забою эксплуатационных скважин. Они могут быть изучены в основном по кернам из скважин, пробуренных на безводном (битумном) растворе. Предполагается, что такой рас-

твор практически не вытесняет погребенную воду нефтяных пород и она вся остается в вынесенном керне.

Герметически законсервированные образцы керна передают на анализ в лабораторию. Из части образцов в аппаратах ЛП-4 отгоняют погребенную воду, затем на них определяют пористость. Эти данные позволяют подсчитать количественное содержание погребенной воды (водонасыщенность порового объема). Из второй части смежных образцов извлекают водорастворимые соли путем вытяжки их дистиллированной водой. Водная вытяжка затем анализируется на содержание основных ионов и солей. В результате всех определений выясняется как количественное содержание, так и химический состав погребенной воды залежи.

Сведения о химическом составе погребенной воды (но не о ее количестве!) могут быть получены также по анализам водных вытяжек солей из безводных нефтей и в некоторых случаях — по пробам воды, накапливающейся в зумпфах безводных нефтяных скважин.

Косвенные способы определения количественного содержания (но не состава) погребенной воды — по лабораторным исследованиям кернов, отобранных при бурении на обычных глинистых растворах (методами центрифугирования, капиллярной вытяжки и капиллярных давлений), или по материалам промыслово-геофизических исследований скважин — для своего применения требуют контроля прямым методом, а также знания условий формирования залежи, минерализации (удельного сопротивления) погребенной воды и ряда других условий.

По материалам прямого изучения состава погребенных вод установлено, что их минерализация может быть как больше, так и меньше минерализации пластовой воды, окружающей залежь. Так, для условий месторождений в палеоген-неогеновых отложениях Северного Кавказа, приуроченных к водонапорным системам инфильтрационного типа, характерно превышение минерализации погребенных вод в 1,4—8 раз по сравнению с пластовой. Напротив, для районов Урало-Поволжья с застойными пластовыми водами минерализация погребенных вод составляет всего 40—80 % от минерализации пластовой воды.

Ввиду малочисленности анализов истинной минерализации и состава погребённых вод их обычно принимают идентичными пластовой воде. Такое допущение может повлечь большие ошибки при количественном определении коэффициента водонасыщенности продуктивных пород по геофизическим данным, поскольку геофизический параметр насыщения зависит от удельного сопротивления погребенной воды.

Методы прогнозирования изменений свойствнефти и газа в процессе разработки залежей

В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характеризующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной близости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических изменений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разработки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изменения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюидов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изменениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи.

Закономерности изменения свойств нефти и газапо объему залежи

Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в пределах одной залежи — довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05—0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко возрастают в непосредственной близости к водонефтяному контакту (ВПК, рис. 39,7, 2), где могут встречаться полутвердые асфальты и твердые битумы. Иногда эти малоподвижные нефтяные вещества образуют монолитный слой в подошве залежи, который полностью или частично запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной водоносной зоны. Нередко плотность нефти

Рис. 39. Принципиальная схема изменения плотности нефти по объему залежей (по А. А. Карцеву)

выше изолирующего слоя практически постоянна (рис. 39, 3). В залежах «открытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головы асфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличивается по мере приближения к ВНК (рис. 39,4). Описанные закономерности наиболее характерны для высоких залежей месторождений складчатых областей. Основной причиной их образования является гравитационная дифференциация (расслоение) нефтей по плотности внутри залежи, подобно расслоению газа, нефти и воды в пределах пласта. Существенное изменение свойств нефтей в зоне ВНК и в верхних частях нефтяных залежей открытого типа связано с окислительными процессами.

Для залежей платформенных областей с невысоким этажом нефтеносности и обширной зоной ВНК гравитационное расслоение проявляется гораздо слабее и основное влияние на изменение свойств нефтей оказывают окислительные процессы в зоне, подстилаемой подошвенной водой. Степень их влияния убывает по направлению от внешнего контура нефтеносности к внутреннему. Также более интенсивно они проявляются в лобовых частях залежей, омываемых свежими порциями пластовых вод. Нефть в тыловых участках обычно менее подвержена воздействию окислительных процессов. Поэтому для платформенных залежей обычно плотность нефти, ее вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ и др. концентрично увеличиваются по площади от центральных участков к периферийным, достигая максимальных значений в «лобовых» (по отношению к направлению давления пластовых вод) частях залежей.

Некоторые платформенные залежи нефти характеризуются однонаправленным линейным изменением свойств нефти по площади, которое не связано явным образом с положением внутреннего контура и водонефтяной зоны.

Одновременно с увеличением плотности нефти, как правило, растут ее вязкость и содержание асфальто-смрлистых веществ и парафина, а также уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенных газов.

Для газовых залежей во многих случаях наблюдается относительная стабильность состава газов по объему залежей, особенно залежей сухого газа, где преобладающий компонент — метан. Тем не менее, несмотря на высокую диффузионную активность газов, изменчивость их состава в пределах единой залежи — далеко не редкое явление. Наиболее резко она проявляется в содержании кислых компонентов — углекислоты СО2 и особенно сероводорода H2S. В распределении сероводорода обычно наблюдается зональность, выражающаяся в закономерном изменении концентраций сероводорода по площади. Явных закономерных изменений концентрации по высоте залежи обычно нет.

Газоконденсатные залежи без нефтяной оторочки с невысоким этажом газоносности и невысоким конденсатогазовым фактором, как правило, имеют довольно стабильный состав газа, состав и выход конденсата. Однако при высоте газоконденсатной залежи более 300 м начинают заметно проявляться процессы гравитационного расслоения, приводя к увеличению содержания конденсата вниз по падению пласта, особенно резко — для залежи с высоким этажом газоносности и нефтяной оторочкой. В этом случае содержание конденсата в пониженных участках залежи может быть в несколько раз выше, чем в своде залежи. Известны, в частности, примеры, когда конденсатогазовый фактор в скважинах присводной части залежи составлял 180 см3/м3, а вблизи газонефтяного контакта — 780 см3/м3, т. е. в пределах одной залежи содержание конденсата изменялось в 4 раза. Колебания в 1,5—2 раза обычны для многих месторождений с высокими этажами газоносности при выходе конденсата более 100 см3/м3.

Физико-химическое взаимодействие нефтей и газовс поступающими в пласт водами

Продвижение воды в нефтяной пласт при разработке в условиях водонапорного режима приводит к изменению сложившегося равновесия между пластовыми водами и нефтями, приводя к процессам взаимного растворения, химическим и биохимическим реакциям. Особенно активна в этом отношении вода, искусственно нагнетенная в пласты для поддержания пластового давления, химический состав которой, как правило, резко отличен от состава пластовых вод. Основным процессом, приводящим к изменению свойств нефти, является биохимическое окисление углеводородов за счет сульфатов, растворенных в воде. Химически этот процесс выражается уравнением типа

CaSO4 + СН4 = СаСО3 + Н2О + Н38;

7CaSO4 + С9Н20 = 7СаСО3 + 2СО2 + ЗН2О + 7H2S.

Легкие парафиновые углеводороды при восстановлении сульфатов окисляются до двуокиси углерода и воды, а тяжелые, начиная с СюН22, превращаются в полинафтенаты. Однако независимо от конечных пунктов окисления углеводородов восстановление сульфатов во всех случаях приводит к потере легких фракций нефти, увеличению ее плотности и вязкости и обогащению нефти (и воды) сероводородом и углекислым газом, что также снижает pH воды. Сероводородное заражение — одно из важнейших последствий этого процесса и в то же время надежный индикатор его протекания.

В настоящее время можно считать доказанным, что процесс восстановления сульфатов за счет окисления нефти и образования сероводорода при разработке нефтяных месторождений происходит биогенным путем в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (Desulfo- vibrio desulfuricans). . .

Специальными лабораторными исследованиями было установлено, что жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий’ подавляется при температуре выше 80—90 °C и минерализации воды более 100—150 г/л. Промысловые наблюдения подтверждают эти данные.

Сероводород отмечен в тех залежах, в которые в процессе разработки закачивают поверхностные пресные и морские воды или подземные воды неглубоких горизонтов, и неизвестен при закачке высокоминерализованных пластовых или сточных вод (рассолов). Во всех случаях сероводородного заражения нефтяных пластов в нефти и попутной воде были обнаружены сульфатвосстанавливающие бактерии, максимальное их количество достигало 104Ч-107 клеток в 1 мл воды (Ромашкинское месторождение).

В глубокие нефтяные пласты бактерии заносят вместе с нагнетаемой водой. В естественных условиях сульфатвосстанавливающие бактерии встречаются в речных и морских водах, но особенно многочисленны в водах неглубоких подземных горизонтов, содержащих углеводороды. - Сульфаты весьма распространены в морской и пресной водах, содержатся в некоторых пластовых водах, а также выщелачиваются закачиваемой водой из гипсоносных пород.

Промысловые наблюдения показывают, что обычно сероводород появляется в призабойной зоне нагнетательных скважин через год после закачки, воды, содержащей сульфатвосстанавливающие бактерии. По мере процесса разработки он достигает забоев эксплуатационных скважин, концентрируясь главным образом в попутных водах. Максимальные содержания достигают нескольких сот миллиграммов на 1 л, нередки концентрации до 100 мл/л, обычные значения 40—50 мл/л. С появлением сероводородной воды в эксплуатационных скважинах заметно увеличивается скорость коррозии нефтепромыслового оборудования. В настоящее время борьбе с сероводородным заражением нефтяных пластов уделяется большое внимание.

К изменению состава нефти и растворенного газа в процессе разработки при нагнетании в пласт воды приводит также избирательное растворение ряда компонентов в воде. Наиболее высокой растворимостью в воде обладают метан и азот, их содержание в попутном газе в процессе разработки с заводнением обычно заметно уменьшается. Уменьшение газосодержания пластовой нефти за счет удаления наиболее растворимых компонентов газа приводит к весьма заметному снижению давления насыщения, увеличению плотности и вязкости пластовой нефти.

Направления и масштабы перемещений флюидов в пластев процессе разработки

Влияние перемещений нефти в продуктивном пласте на изменение свойств добываемой продукции связано, с одной стороны, с поступлением новых порций нефти со своими специфическими свойствами из удаленных участков залежи, и с другой — с процессами ее адсорбционной очистки в процессе перемещения по пласту. Проявление первого фактора особенно заметно при резком различии свойств нефти по объему залежи. Второй фактор проявляется наиболее четко для нефтей, содержащих большое количество высокомолекулярных компонентов (в первую очередь асфальтенов). В промысловых условиях явление адсорбции асфальтенов и смол породами при продвижении по ним нефти при разработке залежи впервые было установлено В. В. Давлекамовым и другими исследователями для Арланского месторождения (Башкирская АССР) на основании изучения коэффициента светопоглощения нефти, величина которого зависит от содержания асфальтенов. В результате адсорбции тяжелых компонентов плотность нефти в процессе разработки уменьшается и нефть обогащается легкими компонентами.

Направления перемещения пластовых флюидов по продуктивному пласту определяются взаимным расположением эксплуатационных и нагнетательных скважин, конфигурацией залежи и режимом ее разработки. В общем случае при разработке на естественном водонапорном или упруго-водонапорном режиме, а также при осуществлении законтурного (приконтурного) заводйения направление движения флюидов по пласту центростремительное. Соответственно к эксплуатационным скважинам вначале притекают нефть и газ из центральных участков залежи, затем — из все более окраинных погруженных

участков, приближенных к контуру залежи. При режиме газовой шапки или центровом внутриконтурном заводнении следует ожидать противоположное центробежное направление флюидов и к эксплуатационным скважинам, расположенным по периферии залежи, с течением времени будет подтекать нефть из центрального, наиболее приподнятого участка залежи. Естественно, что и свойства добываемой продукции в этих двух случаях будут изменяться во времени совершенно различно. При наиболее распространенной закономерности увеличения плотности нефти с глубиной залегания пласта в случае центростремительного перемещения нефти‘в процессе разработки наблюдается увеличение ее плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ и парафина; в случае центробежного перемещения более вероятен противоположный процесс улучшения качественных характеристик добываемой нефти со временем.

В условиях широко применяемого в СССР внутриконтурного заводнения, когда залежь рассекается рядами внутриконтурных нагнетательных скважин на блоки самостоятельной разработки, нефть в пласте перемещается изолированно в каждом из блоков. Движение направлено от разрезающих рядов нагнетательных скважин к рядам эксплуатационных скважин и затем к стягивающему центральному ряду. Расстояния перемещения нефти сравнительно незначительные, расчленение залежи производят обычно без учета естественных особенностей изменения свойств нефти, поэтому изменения свойств добываемой нефти под влиянием ее перемещения, как правило, несущественны. Поэтому при внутриконтурном заводнении основное влияние на изменение свойств нефти оказывают процессы ее физико-химического взаимодействия с нагнетаемой водой.

При режиме растворенного газа нефть перемещается к забою каждой скважины по сравнительно небольшой площадке, ограниченной радиусом дренирования. Наблюдаемое в этом случае изменение свойств нефти вызвано главным образом не ее перемещением, а выделением растворенного раза вследствие снижения пластового давления.

При гравитационном режиме, который проявляется в условиях значительной дегазации нефти в мощных или крутопадающих пластах, движение (стекание) нефти происходит под влиянием силы земного тяготения из головной (или прикровельной) части пласта вниз по падению (или к подошве). Обычно такое движение приводит к поступлению на забой скважин в процессе разработки более легкой нефти. Соответственно плотность добываемой продукции постепенно уменьшается. Возможно, плотность нефти уменьшается не только за счет поступления ее свежих порций из более повышенных частей залежи, но и за счет адсорбции тяжелых компонентов породами.

Изменение пластовых давления и температурыв процессе разработки залежи

Разработка залежей, сопровождающаяся изменением давления (иногда и температуры), нарушает термодинамические равновесия подземных флюидов и приводит к существенному изменению состава и свойств добываемых нефти, газа и конденсата.

Для нефтяных залежей снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом вызывает снижение газрсодержания пластовой нефти. Вследствие этого увеличиваются ее вязкость и плотность, уменьшается объемный коэффициент. Однако процессы подземной дегазации практически не отражаются на свойствах добываемой нефти, но приводят к изменению состава попутно добываемого газа. В соответствии с особенностями растворимости газов в нефти при снижении пластового давления в залежи первыми переходят в свободную газовую фазу наименее растворимые азот и метан, затем при еще большем снижении давления освобождаются этан, пропан, бутан и др., а в конечной стадии дегазации — углекислота и сероводород. В соответствии с этим попутные газы могут резко изменить свой состав в процессе разработки на режиме истощения. Увеличение содержания

СО2 в составе попутного газа может быть вызвано его выделением не только из нефти в результате снижения пластового давления, но и из водорастворенного газа. Рост содержания СО2 за счет его выделения из пластовых вод проявляется при сильном обводнении продукции на заключительной стадии разработки,

В нефтяных залежах с газовой шапкой, содержащей много газоконденсата, при снижении давления конденсат выпадает в жидкую фазу и смешивается с нефтью, в результате чего добываемая жидкая продукция характеризуется постепенным уменьшением плотности и увеличением выхода светлых фракций.

Для месторождений, нефти которых содержат большое количество парафина, выделение растворенного газа вследствие снижения пластового давле- ния и снижение пластовой температуры вследствие закачки холодной воды могут привести к выделению парафина из растворенного состояния в свободную твердую фазу. Результат этого процесса — уменьшение содержания парафина в добываемой нефти и снижение ее плотности. Однако кристаллизация парафина в пласте крайне нежелательна для разработки нефтяных месторождений, поскольку выпавшие кристаллы парафина резко ухудшают условия фильтрации нефти и приводят к снижению коэффициента нефтеотдачи. Для рациональной разработки таких месторождений необходимо исследовать распределение парафина в нефтях и условия его кристаллизации при изменении термобарических условий.

Тепловая обработка забоев скважин и тепловые методы воздействия на нефтяные пласты с парафинистой нефтью обычно приводят к увеличению содержания парафина в добываемой продукции. Пар и горячая вода способствуют выносу из пласта парафина с повышенной температурой плавления.

При разработке чисто газовых залежей обычно не наблюдается сколько- нибудь существенных изменений содержания основных компонентов газа. Только на заключительных стадиях отбора газа при резко сниженном пластовом давлении состав газа несколько обогащается компонентами, ранее находившимися в растворенном состоянии в погребенной и пластовой водах, например двуокисью углерода и севодородом. В связи с высокой растворимостью этих газов в воде их .общее количество ..в погребенной воде может превышать запасы ,в свободной фазе и при большом снижении пластового давления выделение- этих газов из воды приводит к заметному возрастанию их содержания в составе добываемого газа. В частности, содержание сероводорода к концу разработки некоторых, газовых залежей увеличилось в 2— 4 раза. Для прогноза столь существенных изменений состава газа необходимо подсчитать начальные запасы этих компонентов как в свободном газе, так и в водорастворенном и знать изменения их растворимостей в зависимости от падения пластового давления. Следует также учитывать, что в пустотном пространстве коллекторов многих газовых залежей содержится помимо погребенной воды связанная нефть, в которой кислые компоненты газов (СО2 и H2S) также хорошо растворяются. Поэтому связанная нефть газовых залежей может быть дополнительным источником обогащения газов углекислотой и сероводородом на заключительной стадии разработки.

Для газоконденсатных залежей, разрабатываемых со снижением пластового давления, в процессе разработки постепенно уменьшается доля жидких компонентов (Сз+ высш.) в составе добываемой продукции. Эти изменения вызваны обратной конденсацией пластового газа и выпадением из него жидкого конденсата в пустотах пород по мере снижения пластового давления. Это приводит к значительным пластовым потерям конденсата, снижению коэффициента конденсатоотдачи. В настоящее время пластовые потери конденсата определяют экспериментально на специальных установках по.пробам .газа и сырого, конденсата, отобранным на промысле, и рекомбинированным в .соответствии. с; выходом, сырого конденсата, замеренным при .отборе этих проб. Только .при. содержании в. пластовом. газе не более 30 см3/м3 пентанов и выщекипящих допускается использование обобщенных зависимостей пластовых потерь конденсата от состава пластового газа без экспериментальной оценки их.пластовых потер.ь.. . ..

Изменение химического состава попутных водпри разработке нефтяных и газовых месторождений

Гидрохимические изменения при разработке месторожденийна естественном режиме

В условиях водонапорного режима (как природного, так и искусственно создаваемого закачкой воды через нагнетательные скважины) обводнение скважин и продуктивных пластов —■ совершенно естественное явление, обусловленное самой физической сущностью процессов вытеснения углеводородов водой. Практически на всех месторождениях после периода безводной добычи наступает водная стадия эксплуатации. К конечному этапу разработки нефтяных залежей суммарная добыча попутной воды часто в 3—5 раз, а иногда и более превышает общую добычу нефти. Химический состав попутной воды изменяется во времени; она реагирует с породами и углеводородами и является причиной серьезных осложнений нефтедобычи, таких как солеотло- жение, сероводородное заражение, коррозия нефтепромыслового оборудования. ■

При разработке на естественном водонапорном и упруго-водонапорном режимах в попутной воде с течением времени либо не происходит изменений химического состава и минерализации, либо уменьшается минерализация и изменяется состав, либо увеличивается минерализация и изменяется состав.

Конкретные проявления этих процессов зависят от многих условий, главными из которых следует считать степень однородности состава пластовых вод вокруг залежи и сходство (или различие) состава погребенных вод нефтяной залежи и пластовых вод.

Возможное взаимоотношение различных вод около залежей и графики изменения во времени состава попутных вод схематически изображено на рис. 40. . "

Стабильность состава попутных вод характерна для большинства нефтяных залежей платформенных нефтегазоносных провинций.

Уменьшение минерализации попутной воды впервые было обнаружено Г. М. Сухаревым для залежей в караган-чокракских пластах Терско-Сунженской области (месторождения Октябрьское, Ташкалинское, Старогрозненское и др.). Снижение минерализации попутных вод этих залежей сопровождалось уменьшением концентраций хлора, натрия, иода и увеличением сульфат-ионов. Аналогичная закономерность была установлена при разработке многих залежей нефти в нижнем отделе продуктивной толщи Азербайджана, заливообразных залежей в майкопских отложениях Краснодарского края и др. Такой характер изменения минерализации попутных вод объясняется тем, что указанные залежи приурочены к наиболее застойным участкам водонапорных систем и в этих же участках сконцентрированы наиболее застойные высокоминерализованные воды, которые окружают залежи. Они преобладали в первых порциях попутных вод, но постепенно сменялись менее минерализованными типичными пластовыми водами с увеличенным содержанием сульфатов. . , ■

Увеличение минерализации попутных вод характерно для ряда залежей Урало-Поволжья (Самарская Лука) и особенно для глубоких залежей предгорных и межгорных нефтегазоносных областей (Северное Предкавказье, Азербайджан и Туркмения). Это явление свидетельствует о наличии опресненных вод в подошвенной части залежи, а также о меньшей минерализации погребенной воды по сравнению с далекими законтурными пластовыми водами. Действительно, на многих месторождениях Куйбышевской области погребенная вода в несколько раз менее минерализованная, чем пластовая, но содержит больше сульфатов. Весьма маломинерализованные, почти пресные подошвенные воды характерны для многих глубоких залежей в районах с сильной тектонической активностью. По своему происхождению пресные подошвенные воды считаются конденсационными, выделившимися в пласте из газообразного состояния при формировании залежей. Опресняющее влияние

конденсационных вод сказывается также на составе погребенной воды нефтяных залежей. В целом увеличение минерализации попутных вод с течением разработки нефтяных залежей на естественном режиме — достаточно распространенное явление.

Увеличение минерализации попутных вод весьма характерно также для газовых и особенно газоконденсатных залежей.

ВремяВремя

Рис. 40. Соотношение погребенных и пластовых (краевых и подошвенных) вод и изменение состава попутных вод в процессе разработки:

а — пластовая вода однородна, погребенная вода аналогична пластовой; б — пластовая вода неоднородна, подошвенная вода осолонена; в —пластовая вода неоднородна, подошвенная вода опреснена; г — подошвенная и погребенная воды опреснены по сравнению с краевой водой.

/ — нефть или газ с погребенной водой; 2 — пластовая вода; 3 — опресненная вода;

4 — осолоненная вода

Оторочки маломинерализованных, а иногда и совершенно пресных вод наиболее детально изучены для газоконденсатных залежей Азербайджана (месторождения Зыря, Карадаг, Локбатан, Калмас и др.) и Западной Туркмении. Основным фактором, вызвавшим опреснение пластовых вод газовых и газоконденсатных залежей, считается конденсация паров, воды, содержавшейся в углеводородах во время формирования залежей. Пресные конденсационные воды смешиваются с пластовыми водами, промывают приконтакт- ную зону залежей, оттесняя пластовые воды и образуя оторочку опресненных вод. Несомненно, что процессу опреснения в этом случае должны

подвергнуться и погребенные воды, оставшиеся в ловушке после формирования залежи. К сожалению, минерализация и химический состав погребенных вод газоконденсатных залежей почти не изучены.

Увеличение минерализации попутных вод газовых и газоконденсатных залежей — надежный признак приближения к забою скважин пластовой воды. Он широко используется для контроля и регулирования их разработки.

Гидрохимические изменения при разработке месторожденийс заводнением

При разработке нефтяных залежей с применением заводнения происходят гораздо более сложные гидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод, описанные выше. Вследствие закачки воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода — пластовая вода — погребенная вода — нефть с растворенным газом — породы пласта. По-видимому, из всего многообразия процессов, происходящих в этой сложной системе, наибольшее влияние на состав попутно добываемых вод оказывают процессы смешения пластовой (и погребенной) воды с закачиваемой. Общая направленность гидрохимических изменений состоит в том, что по мере разработки в попутной воде увеличивается доля закачиваемой воды, и соответственно состав и минерализация попутной воды все более приближаются к составу закачиваемой воды. Некоторое влияние оказывает также взаимодействие закачиваемой воды с породами пласта (например, выщелачивание гипсоносных пород) и с нефтью (что приводит к сероводородному заражению залежи и попутной воды).

Процессы смешения подземных вод впервые были изучены в начале XX в. русским ученым А. Н. Огильви применительно к минеральным водам Северного Кавказа и Мацесты. А. Н. Огильви показал, что при смешении двух вод — пресной и минеральной — химический состав смеси подчиняется прямолинейному уравнению 'вида y=ax-Vb, где х и у — содержания двух каких-либо составных частей в данном объеме воды; а и Ь — параметры, постоянные для данных двух составных частей и для всей группы вод- смесей.

На основе установленной прямолинейной зависимости содержания отдельных компонентов от пропорций смешиваемых вод состав смесей двух вод часто определяется по так называемым диаграммам смешения.

Диаграммы смешения представляют собой прямоугольные графики произвольного масштаба. По оси абсцисс откладывается доля каждой из смешиваемых вод в составе смеси, начиная от 100 % содержания первой воды до 100 % второй воды. Из крайних точек, соответствующих исходным водам, восстанавливают две вертикальные оси, на которые откладывают величины содержания различных компонентов, для первой воды — по левой оси, для второй — по правой. Масштабы для каждого компонента могут быть произвольными, в том числе неодинаковыми. Важно лишь, чтобы каждый компонент откладывался в равном масштабе как по левой, так и по правой оси. Точки одинаковых компонентов соединяются прямыми, которые показывают содержание данного компонента во всем диапазоне смешения.

Используя диаграмму смешения и зная химический состав воды-смеси, несложно определить пропорцию смешивающихся вод в смеси. Она будет соответствовать абсциссе той точки прямой содержания какого-либо компонента, ордината которой равна содержанию этого же компонента в смеси. Кроме того, диаграммы смешивания используются для теоретического определения состава смесей и с успехом применяются для прогнозирования выпадения твердых осадков при смешении вод. В этом случае удобнее пользоваться диаграммами, по оси абсцисс которых отложена не доля исходных вод в составе смеси, а минерализация вод и их смесей. Естественно, что эта шкала может быть легко переведена в доли исходных смешивающихся вод.

А. Р. Ахундов предложил формулу для определения пропорций двух смешивающихся вод в составе смеси, также основанную на прямолинейных

зависимостях содержания компонентов от пропорции смешивающихся вод: х__£^_юо,(V.21)

А — В''

где х — содержание первой воды в составе смеси, %; А, В, С — содержания какого-либо компонента соответственно в первой, второй воде и в воде-смеси.

Разработаны также графические и аналитические способы изображения смесей трех вод.

Определение пропорций смешивающихся вод как по диаграммам смешения, так и по формуле (V.21) возможно лишь в том случае, если при смешении не происходит выпадения осадков или выделения газов. В противном случае нарушается прямолинейная зависимость, так как часть ионов выводится из состава вод-смесей.

В настоящее время проведено очень большое число опытов по смешению самых различных вод —■ подземных из нефтяных пластов с поверхностными речными, озерными, морскими водами, с подземными водами водоносных горизонтов и со сточными водами самых различных промышленных производств. В подавляющем большинстве случаев эти опыты проведены в лабораторных условиях, причем предполагается, что выявленные закономерности смешения сохранятся и в условиях пласта. Немногочисленные пока эксперименты по смешению вод с сохранением пластовых давлений и температур подтверждают это предположение для большинства компонентов химического состава вод.

Обобщая фактический материал по изменению состава попутной воды нефтяных месторождений и результаты лабораторного изучения процессов смешения природных пластовых вод с водами, используемыми для закачки, можно сказать, что наиболее близки к прямолинейным зависимости содержания ионов хлора и натрия; существенно отклоняются от прямолинейных зависимости содержания гидрокарбонатных ионов и кальция, в меньшей степени — сульфатных ионов и магния. Поэтому определение доли смешивающихся вод по составу воды-смеси, которой является попутная вода, можно производить на основе теоретических прямолинейных диаграмм смешения, используя в качестве индикаторов ионы хлора и натрия, микрокомпоненты и общую минерализацию.

Прогноз выпадения твердых осадковпри разработке нефтяных месторождений

Одним из существенных осложнений нефтедобычи, особенно с применением заводнения, является выпадение из попутной воды твердых неорганических осадков в скважинах, подземном и наземном оборудовании нефтяных промыслов и в коммуникациях. Важность проблемы осадкообразования привлекает к ее изучению большое число исследователей. Работы ведутся в трех основных направлениях: 1) прогноз возможности отложения солей (выяснение сущности физико-химических процессов, приводящих к образованию осадков); 2) борьба с отложившимися осадками (механическое удаление, растворение, обработка кислотой и т. п.); 3) предотвращение отложения образующихся твердых веществ на металле оборудования (ингибиторы соле- отложения). На основе прогноза могут быть разработаны мероприятия, предотвращающие или уменьшающие осадкообразования, включая подбор источника водоснабжения для заводнения и схемы обработки воды перед ее закачкой в нефтяные пласты.

Причины образования неорганических осадков

Выпадение любого вещества в осадок происходит только в том случае, когда концентрация вещества в растворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию. Главная причина выпадения осадков — смешение

вод разных химических составов, несовместимых друг с другом. Термином «совместимость» обозначают способность смеси вод сохранять в течение длительного времени стабильный химический состав без • выделения из раствора твердых неорганических соединений.

Типичные схемы реакций в водной среде, приводящие к образованию твердых осадков:

СаС12 + Na2SO4 = CaSO4 j + 2 NaCl;

CaC12 4- MgSO4 = CaSO4 J + MgCl2;

SrCl2 4- Na2SO4 = SrSO4 J 2 NaCl;

SrCl2 -| MgSO4 = SrSO4 | + MgCl2;

BaCl2 + Na2SO4 - BaSO4 | 4- 2 NaCl;

BaCl2 4- MgSO4 = BaSO4 J 4- MgCl2;

CaCl2 4- 2 NaHCO3 = CaCO3 Ц-2 NaCl 4-' CO2 4- H2O;

MgCl2 4- 2 NaHCOg = MgCO3 I + 2 NaCl 4- CO2 4- H2O;

' Fe 4- H2S = FeS | 4- H2;

2 Fe2O3 + 6 H2S = 2 Fe2S3 J 4- 6 H2O.

- Кроме возникающих в результате указанных реакций плохорастворимых сульфатов кальция, стронция, бария, карбонатов кальция и магния и сульфидов железа в ряде районов распространены также отложения кремнезема. На месторождении Пайсга (США) установлены осадки, состоящие из металлического свинца, содержащего мелкие частицы стали. Свинец отлагается из пластовой воды, где его содержание достигает 100 мг/л.

Причиной выпадения осадков служит также перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, испарения воды, выделения газов и т. п., когда в исходном растворе снижается равновесная или возрастает фактическая концентрация. При движении нефти и воды в скважине и поверхностных коммуникациях температура ее обычно снижается по сравнению с пластовой, что приводит к выпадению осадков сульфата бария, растворимость которого ухудшается с понижением температуры. Снижение парциального давления двуокиси углерода может служить причиной выпадения осадка карбоната кальция в подъемных трубах и выкидных линиях скважин. При закачке холодной поверхностной воды, насыщенной бикарбонатом кальция, в нефтяные пласты с повышенной температурой может происходить распад бикарбонатов и отложение карбоната кальция в порах пласта.

Наиболее часто в нефтяных скважинах, промысловом оборудовании и коммуникациях выпадают сульфат кальция (гипс) и карбонат кальция (кальцит). Осадки редко представлены чистыми разностями тех или иных минералов. Обычно это смесь нескольких минералов; кроме того, в них присутствуют также нефть и продукты коррозии, которые изменяют цвет и структуру минеральных образований. Точный состав осадков может быть определен только в стационарных химико-аналитических лабораториях.

В промысловых условиях для быстрого рекогносцировочного определения природы осадков можно воспользоваться следующими упрощенными приемами. Необходимый минимум химических реактивов включает: а) органический растворитель (бензол, бензин и т. п.); б) растворы соляной кислоты крепостью 15 и 4%; в) раствор хлористого бария.

Последовательность определения следующая: 1) визуальный осмотр осадка и отмывка его от нефти в органическом растворителе; 2) испытание 4 %-ной соляной кислотой (или уксусной кислотой); 3) испытание 15 %-ной соляной кислотой.

При визуальном осмотре обращают внимание на цвет и структуру осадков. Плотный осадок с длинными кристаллами перламутрового отлива — это гипс, что проверяется по п. 3.2. Темноокра^иенные осадки обрабатываются органическим растворителем, удаляющим 'нефть. Если темный или коричневый цвет осадка сохраняется, значит, в его составе присутствует сульфат железа или окись железа.

Испытание 4 %-ной соляной кислотой.

Легкое растворение осадка с выделением пузырьков газа однозначно указывает на то, что в составе осадка есть карбонат кальция.

Осадки, не растворяющиеся в 4 %-ной НС1, подвергаются испытанию 15 %-ной НС1.

Испытание 15 %-ной соляной кислотой.

Темноокрашенный осадок постепенно растворяется, темный цвет пропадает, выделяется сероводород, остается светлый нерастворимый осадок. Черный материал — это сульфид железа; нерастворимый осадок — сульфаты бария, стронция или кальция. Последнее проверяется испытанием по п. 3.2 реакцией с хлористым барием.

Если плотный осадок не растворяется, то. его растирают в порошок и вновь подвергают обработке 15 %-ной НС1. Если порошок слабо растворяется без выделения пузырьков, а полученный раствор при добавлении в него ВаС12 образует белый осадок, то это гипс.

Нерастворимые в 15 %-ной НС1 осадки представлены обычно сульфатами бария и стронция или кремнеземом. Как правило, их черный или коричневый цвет обусловлен наличием окиси железа, которая окрашивает соляную кислоту в желтый цвет.

Для предсказания возможности выпадения того или иного соединения в осадок необходимо знать состав вод и равновесные концентрации различных веществ. Состав вод определяется путем химического анализа и прогнозируется по диаграммам смешения вод, причем в этом случае необходимо учитывать возможности изменения состава вод в пластах за счет выщелачивания пород и поглощения СО2 из нефти. Равновесная концентрация (растворимость) зависит от многих условий — минерализации и состава воды, температуры, давления и др.

Прогноз образования осадков сульфатов кальция,стронция, бария

Главная причина отложения гипса и других сульфатных осадков —это смешение несовместимых вод, из которых в одной содержится повышенное количество сульфат-ионов, а в другой — кальция (или стронция, бария). При заводнении нефтяных месторождений обычно обогащены сульфатом поверхностные, морские, грунтовые воды, а кальцием (стронцием, барием) — высокоминерализованные пластовые воды. Поэтому при выборе воды для закачки одним из главных испытаний является их проверка на совместимость с пластовой водой.

Помимо исходного высокого содержания сульфатов в природной воде, используемой для нагнетания, может происходить обогащение ее сульфатами и непосредственно в пластах за счет различных физико-химических процессов. Широко известно выщелачивание сульфатоносных коллекторских пород. При закачке пресных вод, содержащих кислород, обогащение их сульфатами возможно за счет окисления находящихся в продуктивных пластах сульфидов железа. На некоторых месторождениях, по-видимому, возможно обогащение нагнетаемой воды сульфатами за счет погребенных (связанных) вод нефтяных залежей. Высказано также предположение, что рост содержания сульфатов в закачиваемых водах происходит по мере их прохождения в породах-коллекторах за счет десорбции сульфат-ионов с поверхности пустотного пространства. Закачиваемые пресные воды обладают более высоким десорбционным потенциалом, чем высокоминерализованные пластовые воды, поэтому при повышенном содержании адсорбированного породой суль-

фат-иона его десорбция с поверхности пор осуществляется лишь маломинерализованной водой.

Выпадение сульфатных осадков вследствие смешения несовместимых вод происходит не только при заводнении. Известны случаи смешения пластовых вод с водой других горизонтов. Например, выпадение гипса в скважинах Туймазинского месторождения Башкирской АССР происходило вследствие смешения пластовых высокоминерализованных вод, обогащенных кальцием, с сульфатными водами артинского яруса, проникающими в скважины вследствие негерметичности колонн. В практике нефтедобывающей промышленности США и Канады известны многочисленные случаи сульфатных отложений в поглощающих скважинах и водоводах при сбросе попутных нефтяных вод из различных горизонтов в общие поглощающие скважины. На нефтяном месторождении Яблоновый Овраг (Куйбышевская область) интенсивное образование солей наблюдалось в коммуникациях промыслового сбора сточных вод, где смешивались воды различных горизонтов, а также в поглощающих скважинах, куда закачивались эти стоки. На месторождении Узень отмечалось образование сульфатов стронция в поверхностном оборудовании при смешении воды Каспийского моря, содержащей 3,39 г/л сульфатов, с пластовыми водами.

Значительно реже, чем при смешении несовместимых вод, возможно выпадение сульфатных осадков вследствие перенасыщения вод, вызванного изменениями физических условий (давления, температуры, выделения растворенного газа).

Для прогноза выпадения сульфатных осадков огромное значение имеют материалы по их растворимости. Часто растворимость измеряют величиной произведения растворимости

/CS = (R) (SO4), (V.22)

где (R)—предельная теоретическая концентрация катиона (Са, Sr, Ва), моль; (SCh) —то же сульфат-иона, моль.

Число молей данного вещества, перешедших в насыщенный раствор, будет равно уКв. Произведение растворимости сульфатов зависит от минерализации, состава растворов и температуры. Зависимость его от давления в интервале обычных давлений нефтяных месторождений несущественна. Если в данном растворе произведение фактических концентраций (R) и (SO4) превышает произведение растворимости, сульфат данного металла выпадает в осадок до тех пор, пока произведение концентраций не станет равным произведению растворимости.

Растворимость CaSO4 в дистиллированной воде при различных температурах приведена в табл. 9.

В диапазоне 20—80 °C изменения растворимости невелики, при более высокой температуре она несколько снижается.

Таблица 9

Растворимость CaS04 в дистиллированной воде (по В. П. Звереву)

Температура, °C

Содержание .

CaSO4, г/л

Концентрация ионов Са2+ и

SO2—, -10—3

4 моль/л

Произведение растворимости, -io—*

0

1,759

12,9

1,66

5

1,855

13,6

1,85

10

1,925

14,1

1,99

18

2,016

14,8

2,19

25

2,080

15,37

2,36

40

2,122

15,6

2,43

Наибольшее влияние на растворимость сульфата кальция оказывают минерализация и состав растворов. Соли, которые не имеют с сульфатом кальция общих ионов, значительно увеличивают его растворимость, однако последняя возрастает лишь до определенного предела, после чего она начинает падать вследствие проявления высаливающего эффекта. Максимальная растворимость гипса в растворах NaCl равна 7,3 г/л при содержании NaCl 139 г/л. Незначительные (0,25—1 %) добавки СаС1г резко снижают растворимость CaSO4.

Влияние давления на растворимость сульфата кальция сравнительно невелико. При низкой и высокой мткерализациях (менее 80 и более 200 г/л) влияние давления совершенно незначительно.

Таким образом, если в пластовых условиях попутная вода насыщена сульфатом кальция, то в процессе ее подъема в скважине и соответствующего снижения давления растворимость CaSO4 снижается и избыток его может выпасть в осадок. Однако в большинстве случаев для практических расчетов прогноза выпадения гипса изменение его растворимости с изменением давления и температуры можно не учитывать.

Обширные исследования растворимости сульфата кальция в природных водах хлоркальциевого типа выполнены А. И. Чистовским для вод из отложений карбона и девона Куйбышевской области (минерализация 253 г/л, rNa/Cl = 0,92, первая соленость, по Пальмеру, 95—80 % для вод карбона; минерализация 270 г/л, rNa/Cl = 0,55, первая соленость, по Пальмеру, 50—60 % для вод девона). Пластовая вода разбавлялась дистиллированной до необходимых концентраций и насыщалась гипсом при комнатной температуре 20—23 °C. Результаты этих исследований были представлены в виде графиков зависимости произведения растворимости Ks от минерализации вод. Значения произведений растворимости по этим данным приведены в табл. 10.

Таблица 10

Значения произведений растворимости Ks Для сульфатов кальцияи стронция в (моль/л)2 при t = 20—23 °C

(по данным А. И. Чистовского и М. С. Галицына)

Минерализация М, г/л

CaSO4

SrSO,

Природная вода хлоркальциевого типа

rNa Cl = 0,92 (карбон Урало- Поволжья)

rNa/Cl =0,55

(девон Урало- Поволжья)

Раствор NaCl

0

2,32-10-4

2,32-10-4

10

6,25-10-4

8,4-10-4

—

20

10,1-10-4

12-10-4

6-10-е

30

13-10-4

15,4-10-4

40

16,2-10-4

18,5-10-4

—

50

19,3-10-4

22-Ю-4

15-10-6

100

26,5-10-4

35-10-4

26-Ю-6

150

31-Ю-4

40,5-10-4

27,5-10-6

200

29-10-4

39,6-10-4

24-10-6

250

24-Ю-4

33,8-10-4

18-Ю-6

300

17-10-4

—-

9-Ю-6

Растворимость сульфата кальция, который диссоциирует на ионы Са и SO4, непосредственно не зависит от содержания двуокиси углерода в воде. Однако поскольку растворимость карбоната кальция зависит от СОг, то при растворении кальцита концентрация ионов Са может увеличиться настолько, что в воде будет превышено произведение растворимости CaSO4 и гипс может выпадать в осадок. Таким образом, при наличии кальцита увеличение

содержания СОз в воде может оказать влияние на осаждение гипса из раствора.

Растворимость сульфата стронция изучена недостаточно. В дистиллированной воде при температуре 25 °C растворяется 0,114 г/л SrSO4, т. е. в 18 раз меньше, чем сульфата кальция. Растворимость SrSO4 в подземных водах зависит от минерализации; она достигает максимума при минерализации 100—200 г/л и удовлетворительно совпадает с растворимостью в растворах поваренной соли. Влияние давления и температуры на растворимость SrSO4, по-видимому, несущественно при обычных значениях этих параметров для нефтяных месторождений. Данные о растворимости SrSO4 в растворах поваренной соли представлены в табл. 10.

Сульфат бария — один из наименее растворимых веществ, и борьба с осадками барита представляет значительные трудности. В дистиллированной воде при 25 °C растворяется всего 0,0023 г/л BaSO4, что почти в 900 раз меньше растворимости CaSO4. В пластовых водах ион Ва2+ довольно распространен, его содержание нередко достигает 50—100 мг/л, причем в таких водах отмечается пониженное содержание сульфат-иона или полное его отсутствие. В водах с концентрацией сульфат-иона более 400—500 мг/л не может содержаться заметных количеств бария.

Растворимость сульфата бария изучена в растворах NaCl различных концентраций при температуре от 25 до 95 °C. В отличие от сульфата кальция растворимость сульфата бария весьма сильно зависит от температуры, увеличиваясь с ее ростом. Поэтому стабильные воды, насыщенные BaSO4 в условиях поверхности, стабильны и при повышенных температурах, существующих в нефтяных залежах. Напротив, воды, насыщенные BaSO4 в пластовых условиях, могут оказаться пересыщенными в условиях поверхности, и из них начнет выпадать осадок сульфата бария.

Сведения о растворимости сульфата бария приведены в табл. 11.

Таблица И

Значения произведений растворимости сульфата бария в растворах поваренной соли при разных температурах (пересчитано по данным Ч. Темплтона) в (моль/л)2-1010

Концентрация NaCl, г.'л

25 X

35 °C

50 °C

65 °C

80 °C

95 °C

0

1,166

1,563

2,074

2,372

2,624

2,822

5

13,69

16,81

19,36

24,01

29,16

34,81

10

22,56

29,16

41,60

52,13

60,84

67,24

20

38,69

49,0

68,89

90,25

114,5

132,3

40

68,89

85,56

123,2

176,9

231,0

289,0

60

94,09

116,6

169,0

246,5

342,3

424,4

80

116,6

146,4

210,3

306,3

420,3

576,0

100

139,2

174,2

246,5

361,0

484,0

707,6

120

163,8

198,8

282,2

408,0

580,8

829,4

140

182,3

219,0

313,3

449,4

635,0

936,4

160

201,6

240,3

342,3

484,0

686,4

1043,0

180

222,0

262,4

372,5

519,8

739,8

1149,2

200

243,4

285,6

404,0

552,3

789,6

1246

220

262,4

313,3

432,6

590,5

841,0

1347

240

285,6

357,2

458,0

630,0

888,0

1444

260

309,8

368,6

488,4

665,6

942,5

1552

Материалы о растворимости сульфатных пород часто представляют в виде графиков растворимости. Они показывают зависимость предельной концентрации сульфат-иона от концентрации соответствующего катиона в насыщенном растворе. Предельное содержание сульфат-иона определяется по формуле (V.22). В практическом отношении удобно использовать формулу 30.= 4^10' ,

Ca(Sr, Ва)

где концентрации сульфат-иона и соответствующих катионов выражены

Концентрация кальция , г/л

Рис. 41. График растворимости сульфата кальция в воде хлоркальциевого типа с г Na/Cl=0,92 (воды карбона Куйбышевской области, по А. И. Чистовскому): / — линия выщелачивания гипса. Шифр кривых — минерализация в г/л

Один из графиков растворимости сульфата кальция в природных водах хлор кальциевого типа представлен на рис. 41. Линия выщелачивания гипса проведена в соответствии с атомными массами по уравнению S04=— Са.

40

Иногда для графиков растворимости применяют двойной логарифмический масштаб, при котором соответствующие кривые можно преобразовать в прямые.

Графики растворимости используются для прогноза выпадения сульфатных осадков путем сравнения результатов химического анализа исследуемой воды с соответствующей кривой растворимости данного сульфата. Например, для прогноза выпадения гипса в зарубежной практике широко используют график,, представленный на рис. 42. Если точка анализа воды попадает левее и ниже линий на графике, то гипсовых отложений можно не опасаться, если правее и выше линий на графике, вода пересыщена гипсом и возможно его отложение. Поле, ограниченное линиями различных концентраций NaCI, не дает определенного ответа (с такими водами рекомендуется провести опытные промысловые исследования).

А. И. Чистовским предложен метод прогнозирования выпадения сульфатных осадков при разработке нефтяных месторождений с заводнением. Чрезвычайно важно, что в этом методе учтена возможность выщелачивания сульфатоносных пород-коллекторов, в результате чего воды обогащаются сульфатами. Рекомендуется следующий порядок решения.

На график растворимости сульфата кальция (рис. 43) наносят две точки А и В, соответствующие составу исследуемых вод (Л — закачиваемой, В — пластовой).

Графическим путем строят кривую растворимости сульфатов кальция в смесях исследуемых вод. Для этого расстояние между точками анализа

Концентрация СаС03 (Са * 2,50), г/кг

Рис. 42. График растворимости сульфата кальция в растворах NaCI при температуре 29,4 °C (по Л. Кейзу). Шифр кривых — концентрация NaCI (С1Х1,65) в г/кг

двух вод по оси абсцисс разбивают пропорционально разности минерализаций этих вод, т. е. строят шкалу минерализаций получаемых смесей. Затем из точек различных минерализаций смеси (10, 20, 30 г/л и т. д.) восставляют перпендикуляры до пересечения их с кривыми растворимости для тех же значений минерализации и полученные точки соединяют плавной линией. Полученная кривая 4 отражает содержание сульфатов для всех значений минерализации и количества кальция в смесях анализируемых вод, т. е. является кривой растворимости сульфата кальция в смесях вод.

Если породы продуктивного пласта не засульфачены и смеси вод не могут дополнительно обогащаться сульфатами, то точки А и В соединяют прямой линией (которая показывает содержание сульфатов и кальция в смесях) и сравнивают положение этой линии смешения с кривой растворимости сульфатов в смесях. Выпадение сульфата кальция в осадок возможно лишь при таком составе смесей, когда кривая растворимости располагается ниже линии смешения.

Если породы продуктивного пласта содержат гипс, то в процессе выщелачивания гипса при фильтрации воды по пласту она насыщается сульфатами, изменяет свой состав. Поэтому вместо точки А закачиваемых вод

необходимо нанести на график точку А', соответствующую максимальному содержанию сульфатов в смеси вод. Точка А' максимального содержания сульфатов определяется графически как точка пересечения кривой растворимости в смесях с линией насыщения или выщелачивания гипса. Линия.. А'В

Минерализация попутных 6оЭ, г/л

Рис. 43. Прогноз выпадения в осадок CaSO4 при заводнении нефтяных месторождений (по А. И. Чистовскому):

Рода: Д — закачиваемая; В — пластовая; А'— закачиваемая, обогащенная сульфатамиза счет выщелачивания гипса.

Линии: / — выщелачивания гипса; 2,3 — смешения; 4 — растворимости в смесях вод.Шифр кривых — минерализация в г/л

представляет собой фактическую линию смешения вод в гипсоносной породе (в отличие от линии АВ, характеризующей смешение без учета выщелачивания гипса). Сравнение линии А'В с кривой растворимости сульфата кальция в смесях показывает, при каком составе (минерализации) смесей возможно выпадение гипса (линия А'В выше кривой растворимости), а при каком гипс находится в растворенном состоянии (линия А'В ниже кривой раство-

римости). По данным рис. 43, вся попутная вода во всем диапазоне минерализаций способна отлагать гипс, причем наибольшая пересыщенность гипсом характерна для попутных вод при минерализации 60—120 г/л.

Применение методики А. И. Чистовского не только дает возможность охарактеризовать качественную сторону явления, но и позволяет дать ему количественную оценку. Например, по данным рис. 43 требуется оценить, какое количество сульфатов кальция может выпасть из попутной воды минерализацией 100 г/л. По кривой смешения Д'В находим, что в воде этой минерализации должно содержаться сульфатов 2,35 г/л и кальция 5,2 г/л. В то же время по кривой растворимости находим, что при содержании сульфатов 2,35 г/л соответствующее количество кальция равно 4,4 г/л. Пересыщенность воды по кальцию равна разности содержания кальция по линиям смешения и растворимости, она составляет 0,8 г/л. В соответствии с атомными массами элементов, входящих в состав сульфата кальция, 0,8 г/л кальция образуют 0,8-136:40 = 2,7 г/л сульфата кальция.

Прогноз выпадения сульфатов стронция и бария по методике А. И. Чистовского по существу не отличается от прогноза для сульфата кальция. Необходимо лишь учитывать следующие обстоятельства: 1) поскольку растворимость сульфатов бария сильно зависит от температуры, исходные кривые растворимости (кривые содержания сульфатов в зависимости от содержания бария) должны использоваться для соответствующей температуры; 2) для загипсованных пород-коллекторов точка Д' максимального содержания сульфатов в смесях вод определяется в соответствии с условиями растворимости сульфата кальция аналогично случаю выпадения гипса; 3) при расчетах количества выпадающих сульфатов бария и стронция следует брать содержание сульфат-иона не по линии смешения на графике SO4 —Ba (Sr), а по кривой растворимости на графике SO4 — Са. Это объясняется тем, что одновременно с сульфатом бария (стронция) из раствора выпадает сульфат кальция, поэтому бария (стронция) связывается меньше, чем в отсут-- ствии кальция.

Метод А. И. Чистовского позволяет наиболее точно количественно прогнозировать выпадение сульфатных осадков в результате смешения несовместимых вод в нефтяных пластах. Некоторое неудобство представляет его трудоемкость и необходимость предварительного составления графиков растворимости соответствующих сульфатов.

Для решения задач промысловой практики при проектировании разработки нефтяных месторождений, выборе источников водоснабжения или принятии соответствующей схемы подготовки воды обычно не столь важен количественный расчет выпадения осадков. Наибольший интерес представляет принципиальный прогноз — можно ли на данном месторождении при использовании данной воды для заводнения опасаться осложнений последующей эксплуатации вследствие угрозы выпадения сульфатных осадков в скважинах и промысловых коммуникациях или же такой опасности нет. Для решения этой задачи Ю. П. Гаттенбергером предложен следующий путь прогноза возможности выпадения сульфатных солей. В зависимости от того, содержат или не содержат продуктивные породы гипс, который служит дополнительным источником сульфатов, используются два варианта прогноза.

Породы пласта-коллектора не содержат гипса. Последовательность расчета следующая.

Строим диаграмму смешения закачиваемой и пластовой вод, откладывая по оси абсцисс минерализацию, а по оси ординат — содержание ионов сульфатов, бария, стронция и кальция. 2. По диаграмме для заданных минерализаций находим соответствующие концентрации указанных ионов. 3. Выражаем их в моль/л. 4. Вычисляем произведение концентраций наименее растворимого сульфата бария (Ba)(SO4). 5. Сравниваем полученные произведения концентраций с произведением растворимости сульфата бария в данных условиях. 6. Вычисляем избыток сульфат-иона, оставшийся после связывания бария. 7. Вычисляем произведение концентраций следующего по растворимости сульфата стронция (Sr) (SO4 — Ba). 8. Сравниваем полученные произведения концентраций с произведением растворимости сульфата

стронция. 9. Вычисляем избыток сульфат-иона, оставшийся после связывания бария и стронция. 10. Вычисляем произведение концентраций сульфата кальция (Са) (SO4—Ва—Sr). 11. Сравниваем. полученные произведения концентраций с произведением растворимости сульфата кальция в данных условиях.

Превышение произведения концентраций над произведением растворимости указывает на пересыщение раствора и возможность выпадения в осадок соответствующего сульфата. Сравнение удобно производить графически, откладывая произведение концентраций и растворимостей по оси ординат на диаграмме смешения. Если в воде отсутствуют Sr и Ва, то отпадает необходимость в вычислениях по пунктам 4—10 и после п. 3 сразу находим произ* ведение концентраций (Ca)(SO4).

Минерализация смесей вод мг/лМинерализация смесей вод мг/лРис. 44. Прогноз выпадения в осадок сульфатов при смешении пластовой и нагнетаемой вод в пластах без гипсоносных пород (Якушкинское месторождение, пласты девона, по Ю. П. Гаттенбергеру). Нагнетаемая вода: Af=7,3 г/л; SO4—3090 мг/л= = 64,4 мг-экв/л; Са=560 мг/л=28 мг-экв/л. Пластовая вода: Л4=247 г/л; SO4=30 мг/л» =0,6 мг-экв/л; Са=31400 мг/л=1570 мг-экв/л; Sr=900 мг/л-=20,4 мг-экв/л.Рис. 44. Прогноз выпадения в осадок сульфатов при смешении пластовой и нагнетаемой вод в пластах без гипсоносных пород (Якушкинское месторождение, пласты девона, по Ю. П. Гаттенбергеру). Нагнетаемая вода: Af=7,3 г/л; SO4—3090 мг/л= = 64,4 мг-экв/л; Са=560 мг/л=28 мг-экв/л. Пластовая вода: Л4=247 г/л; SO4=30 мг/л» =0,6 мг-экв/л; Са=31400 мг/л=1570 мг-экв/л; Sr=900 мг/л-=20,4 мг-экв/л.

Минерализация смесей вод мг/л

Минерализация смесей вод мг/л

Рис. 44. Прогноз выпадения в осадок сульфатов при смешении пластовой и нагнетаемой вод в пластах без гипсоносных пород (Якушкинское месторождение, пласты девона, по Ю. П. Гаттенбергеру). Нагнетаемая вода: Af=7,3 г/л; SO4—3090 мг/л= = 64,4 мг-экв/л; Са=560 мг/л=28 мг-экв/л. Пластовая вода: Л4=247 г/л; SO4=30 мг/л» =0,6 мг-экв/л; Са=31400 мг/л=1570 мг-экв/л; Sr=900 мг/л-=20,4 мг-экв/л.

Рис. 44. Прогноз выпадения в осадок сульфатов при смешении пластовой и нагнетаемой вод в пластах без гипсоносных пород (Якушкинское месторождение, пласты девона, по Ю. П. Гаттенбергеру). Нагнетаемая вода: Af=7,3 г/л; SO4—3090 мг/л= = 64,4 мг-экв/л; Са=560 мг/л=28 мг-экв/л. Пластовая вода: Л4=247 г/л; SO4=30 мг/л» =0,6 мг-экв/л; Са=31400 мг/л=1570 мг-экв/л; Sr=900 мг/л-=20,4 мг-экв/л.

и 2 — области пересыщения вод сульфатами стронция и кальция соответственно

И. Породы пласта-коллектора гипсоносны. Следовательно, надо учитывать поступление дополнительного количества SO4 и Са за счет выщелачивания гипса.

Строим диаграмму смешения закачиваемой и пластовой вод, откладывая по оси абсцисс минерализацию, а по оси ординат — содержания Ва, Sr, Са. 2. По диаграмме для заданных минерализаций находим соответствующие концентрации этих ионов. 3. Выражаем их в моль/л. 4. Выражаем концентрацию сульфат-ионов р закачиваемой и пластовой водах в моль/л. 5. Используя значения произведений растворимости Ks сульфата кальция (см. табл. 10) для заданных минерализаций и соответствующих содержаний Са, определяем предельную теоретическую концентрацию сульфат-ионов по формуле (SO4=Ks*. (Са). Следует заметить, что при таком подходе концентрация Са берется по диаграмме без учета его дополнительного поступления из гипса. Для большинства нефтяных рассолов это добавочное количество Са и прирост минерализации относительно невелики и их можно не учитывать при расчете предельной концентрации SO4. Только в случае пресных вод с малым содержанием Са дополнительный источник образования последнего мо-

жет изменить картину и должен быть учтен. Количество дополнительного Са определяется по формуле Ca=l?SOi. 6. Вычисленные по п. 5 предельные концентрации SO* наносим на диаграмму смешения. Линия SO4 поднимается по мере роста минерализации смеси за счет растворения гипса, достигает максимума, а затем снижается. Это вызвано тем, что одновременно с ростом растворимости гипса увеличивается содержание кальция, оказывающего высаливающее действие на SO4. Точка максимума содержания SO4 определяется графически как пересечение восходящей (левой) с нисходящей ветвью концентраций. Точку максимума соединяем с точкой содержания SO4 в пластовой воде. Она практически совпадает с правой нисходящей ветвью теоретической концентрации. Таким образом, получаем график

%«0%«0= 350= 350IIСаСагого50502002001001001501505050Минерализация смесей вод, мг/лМинерализация смесей вод, мг/лПроизведение растворимостиПроизведение растворимости^300 <0 о250§§ 2000sГ^гоо 5^300 <0 о250§§ 2000sГ^гоо 5ие конце ницие конце ницSO4SO450^50^роизбеде-роизбеде-S =J It§ а §S =J It§ а §|||В s|||В sООо 250о 250

%«0

%«0

= 350

= 350

I

I

Са

Са

го

го

50

50

200

200

100

100

150

150

50

50

Минерализация смесей вод, мг/л

Минерализация смесей вод, мг/л

Произведение растворимости

Произведение растворимости

^300 <0 о

250

§

§ 200

0s

Г

^гоо 5

^300 <0 о

250

§

§ 200

0s

Г

^гоо 5

ие конце ниц

ие конце ниц

SO4

SO4

50^

50^

роизбеде-

роизбеде-

S =

J It

§ а §

S =

J It

§ а §

|||

В s

|||

В s

О

О

о 250

о 250

Рис. 45. Прогноз выпадения в осадок сульфатов при смешении пластовой и нагнетаемой вод в гипсоносных породах (Кулешовское месторождение, пласт А„ по Ю. П. Гаттен- бергеру). Нагнетаемая вода: А4=2 г/л; SO4—300 мг/л=6,3 мг-экв/л; Са=200 мг/л= = 10 мг-экв/л. Пластовая вода: М=255 г/л; S04=500 мг/л —10,4 мг-экв/л; Са=6700 мг/л= =335 мг-экв/л. Заштрихована область пересыщения вод сульфатом кальция

содержания SO4 в смеси вод с учетом выщелачивания гипса. Дальнейшие расчеты производим аналогично случаю I, п. 4—11.

Если необходимо дать количественную оценку способных к выпадению в осадок сульфатов, можно графически определить пересыщенность смешивающихся вод по сульфат-иону и в соответствии с атомными массами образующихся сульфатов подсчитать их количество.

Примеры прогноза с полным расчетом даны на рис. 44 для пластов без гипса (Якушкинское месторождение, девон) и на рис. 45 для загипсованных пород (Кулешовское месторождение, пласт А4). Для Якушкинского месторождения сульфат стронция может выпадать почти во всем диапазоне смесей вод с минерализацией от 10 до 230 г/л, а сульфат кальция — в ограниченном диапазоне смесей с минерализацией от 10 до 135 г/л. Для Кулешов- ского месторождения область пересыщения охватывает диапазон смесей вод с минерализацией 40—145 г/л.

Изложенный метод прогноза выпадения осадков сульфатов заведомо учитывает наиболее жесткие условия. Во-первых, принимается, что осадки выпадают всегда, когда есть пересыщение, т. е. не учитывается возможность существования пересыщенных растворов. А она вполне реальна и доказана. Во-вторых, не учтена сульфат-редукция, широко распространенная в нефтяных пластах. Вследствие сульфат-редукции фактическое содержание суль-

фатов будет меньше расчетного. Эти обстоятельства влияют на точность прогноза в большей степени, чем пренебрежение температурой (для Са и Sr) и давлением. Однако важно, что данный метод дает «запас прочности», т. е. в некоторых случаях, когда по прогнозу выпадение сульфатов возможно, фактически сульфаты выпадать не будут. Напротив, отрицательный прогноз достоверен.

Прогноз образования карбонатных осадков

Карбонатные отложения, встреченные в скважинах при разработке нефтяных месторождений, представлены главным образом карбонатом кальция и отчасти карбонатом магния.

Карбонат кальция может образоваться в результате двоякого процесса. Во-первых, он осаждается при смешении несовместимых вод по следующей схеме реакции:

СаС12 4- 2 NaHCO3 ^ СаСО3 | + 2 NaCl 4- Н2О 4- СО2. (V.23)

Во-вторых, возможно его образование при разложении бикарбоната кальция в результате изменения физико-химических условий:

Са (НСОЭ)2 ^ СаСО3 j 4~Н2О + СО2. (V.24)

По этим схемам реакций видно, что необходимо некоторое количество свободного СО2 (или Н2СО3) в воде, чтобы реакции смещались в сторону растворения карбоната кальция. Связь между растворимостью карбоната кальция и содержанием (парциальным давлением) двуокиси углерода была установлена еще в конце XIX в. Большинством исследователей предполагается, что выделение двуокиси углерода из воды при снижении давления ниже давления насыщения (как в пласте, так и при подъеме жидкости в стволе скважины) — основная причина образования карбонатных отложений при разработке нефтяных месторождений.

С другой стороны, когда двуокись углерода приходит в контакт с водой, она образует угольную кислоту, которая диссоциирует на ионы водорода, гидрокарбонат и карбонат-ион согласно уравнениям

СО2 -|- Н2О 4^ Н2СО3; (V.25)

Н2СО3 ^ Н + НСО^-; (V.26)

НСО^^Н'4-СО^- (V.27)

Константа диссоциации угольной кислоты первой степени Кл для уравнения (V.26) равна 4,54-10™7 при 25 °C, а константа диссоциации угольной кислоты второй степени Кг для уравнения (V.27) равна 5,61 -Ю-*1 при 25 °C. Поскольку Кг много меньше Ki, то ионы водорода, образующиеся при первой диссоциации угольной кислоты, реагируют с карбонат-ионом, находящимся в воде в результате растворения карбоната кальция, образуя бикар- бонат-ионы. Таким образом, предполагается, что растворенный СаСОз в основном существует в растворе не в виде кальция и карбонат-ионов, а в виде кальция и бикарбонат-ионов. Количественные соотношения между СО2 НСОз- и СОз2- (карбонатное равновесие) в значительной степени определяются концентрацией ионов водорода (величиной pH). Таким образом, величина pH характеризует условия равновесия между жидкой фазой, с одной стороны, твердой и газообразной — с другой. На этом основаны некоторые методы прогноза осаждения карбоната кальция из его водных растворов.

В дистиллированной воде при контакте с воздухом, где парциальное давление СО2 составляет около 0,1 МПа, растворяется 0,053 г СаСОз в 1 л воды (при температуре 25 °C). Эта величина примерно в 40 раз меньше растворимости гипса. Влияние парциального давления СО2 на растворимость карбоната кальция при температуре 25 °C показано на рис. 46. При увеличении парциального давления СО2 от 0,1 до 5,0 МПа растворимость СаСОз увеличивается втрое.

Другим фактором, оказывающим большое влияние на растворимость СаСОз, является температура. С ее ростом растворимость СаСОз существенно снижается. Влиянием температурного фактора можно объяснить образование карбонатных осадков в нагнетательных скважинах, куда закачивается вода, насыщенная при поверхностной температуре карбонатом кальция. Этим же объясняется образование накипи в котлах, бойлерах и т. п.

Методика и подробные примеры расчетов образования карбоната кальция вследствие распада бикарбонатов при повышении температуры изложены в книге И. Э. Апельцина (1960 г.). Эта методика широко используется для прогноза выпадения карбонатных осадков из закачиваемой поверхностной воды в порах пластов. Однако она непригодна для прогноза выпадения карбонатов в скважинах и промысловом оборудовании из вод, извлекаемых совместно с нефтью.

Давление, МПаДавление, МПаРис. 46. Влияние парциального давления СО2 на растворимость СаСО3 в дистиллированной воде при 25 °CРис. 46. Влияние парциального давления СО2 на растворимость СаСО3 в дистиллированной воде при 25 °CПри подъеме попутной воды в скважинах происходит снижение температуры (увеличение растворимости СаСОз) и давления. Последнее приводит к потере двуокиси углерода из воды (снижение растворимости СаСОз). В подавляющем большинстве случаев преобладает влияние снижения содержания СО2, в результате чего образуется осадок СаСОз.

Давление, МПа

Давление, МПа

Рис. 46. Влияние парциального давления СО2 на растворимость СаСО3 в дистиллированной воде при 25 °C

Рис. 46. Влияние парциального давления СО2 на растворимость СаСО3 в дистиллированной воде при 25 °C

В растворах электролитов, не имеющих общих ионов (кальция или бикарбонат-иона), растворимость СаСОз увеличивается до определенной концентрации, после чего она снижается. Максимальная растворимость в растворах NaCl отмечается при концентрации NaCl 120 г/кг воды.

Влияние СО2 и температуры на растворимость СаСОз в минерализованной воде примерно такое же, как в пресной воде.

давления СО2 и умень-давления СО2 и умень-Выпадение осадков карбоната магния происходит по тем же схемам реакций (V.23) и (V.24), которые приведены выше для карбоната кальция. Растворимость карбоната магния, как и карбоната кальция, увеличивается с увеличением парциального

давления СО2 и умень-

давления СО2 и умень-

шается при увеличении температуры. Однако осадки карбоната магния обычно не представляют такой опасности. Растворимость магния в дистиллированной воде составляет 0,223 г/л, т. е. почти в 4 раза превышает растворимость карбоната кальция. Поскольку в состав природных вод, содержащих магний, входит и кальций, то любое нарушение равновесия в воде, направленное на уменьшение растворимости карбоната магния, также уменьшает растворимость карбоната кальция. Карбонат кальция начинает выпадать в осадок, что приводит к соответствующему снижению содержания карбоната-иона в растворе. Поэтому, несмотря даже на существенные нарушения условий карбонатного равновесия, осадков карбоната магния обычно не образуется.

Исключения из общего правила могут возникать при смешении вод, одна из которых находится в равновесном состоянии по отношению к ионам Mg2+, Са2+, СОз2-, а другая содержит большое количество ионов Mg2+. В этом случае карбонат магния может выпасть в осадок раньше карбоната кальция. При температуре выше 82 °C карбонат магния разлагается с образованием гидроокиси магния по уравнению

MgCO3 + Н3О ^ Mg (ОН)3 + со2.

Гидроокись магния обычно накапливается в паровых котлах, бойлерах. Она обнаружена в США в некоторых глубоких скважинах с высокой пластовой температурой.

Проблема прогноза выпадения осадков карбоната кальция на нефтяных месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, весьма сложна. Значения произведения растворимости СаСО3 и константы диссоциации угольной кислоты изучены только применительно к атмосферному

давлению и маломинерализованным водам и для пластовых условий нефтяных месторождений нуждаются в дополнительном изучении.

При использовании вод в системах коммунального и промышленного водоснабжения, водонагревательных устройствах и т. п. предложено несколько методов прогноза образования осадков карбоната кальция. Они основаны на сравнении фактического pH воды с расчетным значением pHs при насыщении данной воды карбонатом кальция. В качестве меры сравне

ние. 47. Зависимость величины К от ионной силы растворов 11- Шифр кривых — температура в °C

ния обычно используют «индекс стабильности» 1st. Он определяется по выражению /s/=2pHs—pH. Способность данной воды отлагать или растворять карбонат кальция оценивается по следующим значениям индекса стабильности: Ist>8,7 — вода очень агрессивная, осадок СаСОз не образуется; 8,7> >Ist>^,9— вода среднеагрессивная; 6,9>/s/>6,4— вода стабильная; 6,4>Ist>3,7—вода выделяет осадок СаСОз; 3,7>Ist— вода сильно пресыщена СаСОз, образует осадок.

Величина pHs для вод, насыщенных карбонатом кальция, может быть вычислена с достаточной точностью для пресных вод с минерализацией не выше 3—4 г/л. Это вполне пригодно для большинства случаев коммунального и промышленного водоснабжения и водойспользования. Однако пластовые воды нефтяных месторождений обычно высокоминерализованные и для них расчет величины pHs сопряжен со значительными трудностями,

Для расчета величины, pHs в природных водах Г. А. Стифом и Л. Е. Дэвисом предложено следующее уравнение

. РН5 = рСа + рЩ + К, . (V.28)

где рСа — отрицательный десятичный логарифм концентрации кальция; рЩ — отрицательный десятичный логарифм концентрации ионов слабых кислот (щелочности); К — постоянная, величина которой зависит от минерализации и температуры. .

Для нахождения К по экспериментальным данным построен график (рис. 47) зависимости К от ионной силы растворов ц для различных температур. Ионная сила p=0,5(Ci^i2+C2Af22+.. . + СПЛ\2), гДе С- концентрация ионов, моль/кг воды (моляльность); N— валентность ионов. Моляльность ионов может быть определена исходя из значений концентрации (в мг-экв/кг) раствора и относительной плотности по уравнению

N (1000 рк1000 )

где а — концентрация, мг-экв/кг раствора; N — валентность; р — относительная плотность раствора; М — общая минерализация раствора, мг/кг раствора.

Для расчетов ионной силы природных вод в табл. 12 приведены значения пересчетных коэффициентов. При умножении содержания каждого иона, концентрация которого выражена как обычно при химических анализах в мг-экв/л или в мг/кг раствора, на соответствующий коэффициент получается величина, равная ионной силе данного иона. Ионная сила раствора равна сумме ионных сил индивидуальных ионов.

. Таблица 12

Пересчетные коэффициенты для вычисления ионных силиндивидуальных ионов

Ионы

Пересчетные коэффициенты для концентраций, выраженных в

Ионы

Пересчетные коэффициенты для концентраций, выраженных в -

мг-экв/л

мг/кг

мг-экв/л

мг/кг

• Na+

5-10“4

2,240“5

сг

5* 10—4

1,4-10“5

Са2+

1 • 10~3

5,0-10-5

НС07

5-10“4

0,8-10“5

Mg2+

1 -10“3

8,2-10-5

SO2“

1-ю-3

2,1 -10“5

Таблица 13

Концентрации ионов

Ионы

мг/кг

мг-экв/л

%-экв

Ионы

мг/кг

мг-экв/л

%-экв

Na+

45 730

1966

37,4 ■

С1-

88 300

2472

47,0

Са2+

8 570

428

8,1

HCO;f

46

0,7

0

Mg2+

2 519

. 231

4,4

SO2-

7 530

158

3,0

рСа иСа2 +рСа иСа2 +Рис. 48. рЩ поРис. 48. рЩ поГрафик для нахождения концентрациям ионовГрафик для нахождения концентрациям ионови неои неолагать, что при подъеме водылагать, что при подъеме воды

рСа и

Са2 +

рСа и

Са2 +

Рис. 48. рЩ по

Рис. 48. рЩ по

График для нахождения концентрациям ионов

График для нахождения концентрациям ионов

и нео

и нео

лагать, что при подъеме воды

лагать, что при подъеме воды

В подземных водах слабые кислоты обычно представлены бикарбонат- ионом, поэтому в большинстве случаев рЩ = рНСО3.

На рис. 48 представлен график для нахождения значений рСа и .рЩ по концентрациям кальция и бикарбонатов (в мг/кг раствора).

Пример расчета величины pHs пластовых вод. Результаты анализа пластовой воды приведены в табл. 13.

Относительная плотность воды при температуре 25 °C р425—1,1072, рН = 6,1.

Для расчета ионной силы воспользуемся пересчетными коэффициентами из табл. 12 и значениями концентраций ионов (в мг/кг раствора). Ионные

силы каждого иона соответственно равны: Na— 1,0061; Са — 0,4285; Mg —0,2312; Cl— 1,2362; НСОз — 0,0004; SO4 —0,0158. Ионная сила раствора р=2,9182=29,2. По графику (см. рис. 47) находим, что при ионной силе р=2,92 для температуры 25 °C коэффициент /(=3,08. Значения рСа и рЩ находим по графику (см. рис. 48). При концентрации Са, равной 8570 мг/кг, рСа = 0,67; при концентрации НСО3 = 46 мг/кг рЩ= =3,12. Таким образом, pHs = pCa + +рЩ+Я=0,67+3,12 + 3,08=6,87.

Индекс стабильности Ist= =2pHs—рН=7,64. Таким образом, данная вода недонасыщена карбонатом кальция, осадков СаСО3 из нее не образуется.

Применение указанной методики требует знания истинной величины pH и содержания бикарбонатов в воде в пластовых условиях, тогда как обычно эти измерения производят по пробам воды в поверхностных условиях и иногда по истечении длительного времени после отбора проб. Такие данные могут существенно исказить фактическую картину. Поэтому при использовании

поверхностных проб необходимо сразу же замерить pH. Можно по- по стволу скважины карбонатное равновесие

не успевает существенно нарушиться и по отобранным пробам можно получить необходимую информацию.

Прогноз выпадения карбонатных осадков может быть также осуществлен путем сравнения теоретической растворимости бикарбоната кальция в смеси пластовой и закачиваемой вод с его содержанием в исследуемой

воде, определенным или непосредственно по данным химического анализа, или по диаграмме смешения. Теоретический расчет растворимости бикарбоната кальция, требующий сведений о содержании растворенной двуокиси углерода, ионной силе раствора и коэффициентах активности кальциевых и бикарбонатных ионов, производится по формуле

3 Я1£са€О3/Лсо2mCa;— ’

4 KJqJhco3

где гпса — растворимость бикарбоната кальция, моль/л; Kt и Кг — первая и вторая константы диссоциации угольной кислоты; /иСОз—содержание рас-

творенной двуокиси углерода, моль/л; £сасо3— термодинамическое произведение растворимости карбоната кальция; /са и /нсо3 — коэффициенты активности ионов.

Числовые значения констант диссоциации, произведения растворимости и способы вычисления коэффициентов активности приведены в ряде специальных работ. В целом этот расчет требует сложных вычислений.

Г. П. Волобуевым и Л. Е. Сокирко построен график зависимости растворимости бикарбоната кальция от минерализации воды, при различных температуре и содержании растворенной двуокиси углерода (рис. 49). Использование этого графика значительно упрощает нахождение теоретической растворимости бикарбоната кальция. Например, минерализация смешанной в пластовых условиях при

туре 100 °C воды составляет 35 г/л, концентрация растворенной СО2 2,5-10—3 моль/л. По графику находим, что предельная растворимость бикарбонатов кальция для. данных условий составит .0,867 г/л. К сожалению, график составлен для довольно ограниченного диапазона изменения минерализации, температуры и содержания СОг. .

Избыток содержания бикарбоната кальция, определенного химическим анализом данной смешанной воды или по диаграмме смешения, над теоретической растворимостью представляет собой то количество Са(НСОз)г, которое образует осадок карбоната кальция по реакции Са(НСО3)2 = СаСОз 1 +Н2О + СО2. Исходя из молекулярных масс соединений, участвующих в . реакции, из 1 г Са(НСОз)2 выпадает 0,62 г СаСОз.

Для прогноза образования карбонатных осадков можно использо-

Минерализация воды, г/лМинерализация воды, г/лРис. 49. Зависимость растворимости бикарбоната кальция от минерализации воды (по Г. П. Волобуеву и Л. Е. Сокирко);1; 3 — для 75 °C и концентраций СОг соответственно 5,08-10—3; 2,54 • 10—3 Моль/л;2, 5, 8, 10 — для 100 °C и концентрации СО? соответственно 5,08-10—3;2,54-10~3;1,01 • Ю“3;0,508- 10~3моль/л; 4, 6, 7 — для 125 °C и концентраций. СО2 соответственно 10,4 • 10 ~3; 7,60 • 10-3; 5,08 • 10~3; 2,54 X ХЮ-3 моль/л; 9, 11— для 150 °C и /концентрации СО2 5,08 ■ 10—3; 2,54 ■ 10 —3 моль/лРис. 49. Зависимость растворимости бикарбоната кальция от минерализации воды (по Г. П. Волобуеву и Л. Е. Сокирко);1; 3 — для 75 °C и концентраций СОг соответственно 5,08-10—3; 2,54 • 10—3 Моль/л;2, 5, 8, 10 — для 100 °C и концентрации СО? соответственно 5,08-10—3;2,54-10~3;1,01 • Ю“3;0,508- 10~3моль/л; 4, 6, 7 — для 125 °C и концентраций. СО2 соответственно 10,4 • 10 ~3; 7,60 • 10-3; 5,08 • 10~3; 2,54 X ХЮ-3 моль/л; 9, 11— для 150 °C и /концентрации СО2 5,08 ■ 10—3; 2,54 ■ 10 —3 моль/лвать последовательно во времени химические анализы проб воды. Например, если в отобранных пробах за короткий промежуток времени величина pH увеличивается, а содержание бикарбонатов уменьшается, то это служит явным признаком выпадения карбонатных осадков.

Минерализация воды, г/л

Минерализация воды, г/л

Рис. 49. Зависимость растворимости бикарбоната кальция от минерализации воды (по Г. П. Волобуеву и Л. Е. Сокирко);

1; 3 — для 75 °C и концентраций СОг соответственно 5,08-10—3; 2,54 • 10—3 Моль/л;

2, 5, 8, 10 — для 100 °C и концентрации СО? соответственно 5,08-10—3;2,54-10~3;

1,01 • Ю“3;0,508- 10~3моль/л; 4, 6, 7 — для 125 °C и концентраций. СО2 соответственно 10,4 • 10 ~3; 7,60 • 10-3; 5,08 • 10~3; 2,54 X ХЮ-3 моль/л; 9, 11— для 150 °C и /концентрации СО2 5,08 ■ 10—3; 2,54 ■ 10 —3 моль/л

Рис. 49. Зависимость растворимости бикарбоната кальция от минерализации воды (по Г. П. Волобуеву и Л. Е. Сокирко);

1; 3 — для 75 °C и концентраций СОг соответственно 5,08-10—3; 2,54 • 10—3 Моль/л;

2, 5, 8, 10 — для 100 °C и концентрации СО? соответственно 5,08-10—3;2,54-10~3;

1,01 • Ю“3;0,508- 10~3моль/л; 4, 6, 7 — для 125 °C и концентраций. СО2 соответственно 10,4 • 10 ~3; 7,60 • 10-3; 5,08 • 10~3; 2,54 X ХЮ-3 моль/л; 9, 11— для 150 °C и /концентрации СО2 5,08 ■ 10—3; 2,54 ■ 10 —3 моль/л

В целом необходимо признать, что критерии прогноза отложения карбонатных осадков при разработке нефтяных месторождений еще недостаточно разработаны. Нередко выпадение этих осадков является неожиданностью для промысловых работников. Приведенные выше сведения о растворимости карбонатов и бикарбонатов кальция и указанные методы расчета их растворимостей в ряде случаев могут предупредить о выпадении карбонатов в осадок, но для полного решения проблемы требуются дополнительные исследования. В частности, необходимы исследования растворимости СаСОз в водах высокой минерализации при различных парциальных давлениях СО2. Кроме того, должно быть уделено самое серьезное внимание изучению pH и содержанию СО2 в подземных водах нефтяных месторождений.

Помимо недоработанности ряда теоретических положений и отсутствия сведений а некоторых константах в необходимом диапазоне' условий задача осложняется тем, что закачиваемая" в нефтяные - пласты- вода— обогащается двуокисью углерода, ранее растворенной в нефтну При чтодъеме-' жидкости в скважинах выделение ее, а следовательно, и выпадение карбонатных осадков сильно зависят не только от состава воды и термодинамических условий пластов и скважищ но также и от нефти, движущейся вместе с водой. Учёт:совокупности-всех факторов с достаточной детальностью не проводится.

Глава VI

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Молекулярные силы, влияющие на распределениенефти, газа и воды в пласте

На характер залегания нефти, газа и воды в нефтяном пласте наряду с различными величинами плотности влияют поверхностные явления, вызываемые межмолекулярными силами: поверхностное натяжение на границе двух различных веществ и избирательное смачивание.

При поверхностном натяжении межмолекулярные силы как бы создают поверхностную пленку на границе двух различных веществ толщиной, равной радиусу сферы действия частиц.

В нефтяном пласте поверхностное натяжение зависит от следующего:

количества поверхностно-активных примесей в нефти — смолистых веществ, нафтеновых кислот; наибольшая величина поверхностного натяжения на границе нефти с водой — при наименьшем содержании поверхностноактивных веществ;

характера другой жидкости, с которой нефть соприкасается; так, при соприкосновении с водой в большинстве случаев поверхностное натяжение нефти меньше, чем при соприкосновении с газом и воздухом;

поверхностное натяжение увеличивается с повышением давления, но резко уменьшается с подъемом температуры;

величина поверхностного натяжения вод на границе с нефтью зависит от солевого состава вод, от состава нефти.

При соприкосновении воды с твердым телом могут возникнуть два прямо противоположных явления. Если вода хорошо смачивает твердое тело, поверхность соприкосновения называют гидрофильной, если не смачивает — гидрофобной.

Многие исследователи (Ш. К. Гиматудинов, А. Г. Ковалев, Ф. Мур, Р. Слобода, И. Ньюкомби) делят породы по смачиваемости на три класса: 1) гидрофильные; 2) гидрофобные; 3) породы характеризующиеся промежуточной, или нейтральной, смачиваемостью.

К гидрофильным породам И. Ньюкомби относит коллекторы с углом смачивания 0^45°, а Ф. Мур и Р. Слобода — с углом смачивания 0<ЗО°. Л. В. Лютин считает, что к гидрофобным следует относить коллекторы, в которых самопроизвольное впитывание в насыщенный нефтью пористый образец не наблюдается уже при углах смачивания около 70°.

С поверхностным натяжением и явлениями молекулярного притяжения воды и породы тесно связаны капиллярные явления. Внешне капиллярность выражается в образовании мениска в трубке с незначительным диаметром, вызывающего подъем или опускание уровня над или под уровень воды, в которую погружена жидкость. Подъем жидкости происходит при смачивании ею стенок трубки, а опускание — при несмачивании.

Величину капиллярного подъема h можно определить по уравнению

^ _ 2 6ВН cos 0ВН (VII) '^(р.-р.) ■

где бвн — поверхностное натяжение по границе вода — нефть; 0ВН — краевой угол смачивания на той же границе; Г\— радиус капиллярной трубки; g— ускорение силы тяжести; рв — плотность воды; рн— плотность нефти.

Согласно уравнению (VII.1), высота капиллярного подъема увеличивается: а) при уменьшении радиуса капиллярной трубки; б) при увеличении плотности нефти; в) при уменьшении краевого угла смачивания; г) при увеличении поверхностного натяжения на границе вода — нефть. Высота

подъема увеличивается также при увеличении минерализации воды и уменьшении температуры.

На рис. 50 приведены кривые распределения фаз в песчаных породах с разной проницаемостью, полученные в лаборатории при вытеснении воды воздухом. Анализ результатов свидетельствует о наличии тесной связи между капиллярным давлением и водонасыщенностью, а также проницаемостью. Чем больше проницаемость породы при одном и том же капиллярном давлении, тем меньше водонасыщенность. Это можно объяснить только особенностью строения порового пространства пород с разной проницаемостью. Чем больше проницаемость, тем больше в ней пор большого диаметра и

Рис. 50.Рис. 50.Кривые капиллярногоКривые капиллярногоРис. 51. Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте/ — газовая шапка; // — зона перехода от газа к нефти; Ш — нефтяная залежь; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона./ — газ; 2 — нефть; 3 — водаРис. 51. Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте/ — газовая шапка; // — зона перехода от газа к нефти; Ш — нефтяная залежь; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона./ — газ; 2 — нефть; 3 — водадавления для чистых сцементированных песчаниковдавления для чистых сцементированных песчаников(по Леверетту):(по Леверетту):1 — дренирование; 2 — впитывание (для разных песчаников)1 — дренирование; 2 — впитывание (для разных песчаников)

Рис. 50.

Рис. 50.

Кривые капиллярного

Кривые капиллярного

Рис. 51. Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте

/ — газовая шапка; // — зона перехода от газа к нефти; Ш — нефтяная залежь; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона.

/ — газ; 2 — нефть; 3 — вода

Рис. 51. Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте

/ — газовая шапка; // — зона перехода от газа к нефти; Ш — нефтяная залежь; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона.

/ — газ; 2 — нефть; 3 — вода

давления для чистых сцементированных песчаников

давления для чистых сцементированных песчаников

(по Леверетту):

(по Леверетту):

1 — дренирование; 2 — впитывание (для разных песчаников)

1 — дренирование; 2 — впитывание (для разных песчаников)

меньше пор малого диаметра. Величина же капиллярного давления тесно связана с размером пор.

Если в пористой среде имеются две несмешивающиеся фазы, можно на основании лабораторных опытов по данным о капиллярном давлении и насыщенности фаз установить распределение пор по размерам.

Из-за наличия капиллярного подъема в нефтяных пластах отсутствуют четкие контакты между нефтью и водой и между газом и нефтью. На контакте нефть — вода наблюдается капиллярный подъем воды, а на контакте газ — нефть — нефти, причем в неоднородных песчаных коллекторах высоты подъема в различных поровых каналах неодинаковы.

На рис. 51 приведена схема типичного размещения нефти, газа и воды в нефтяном пласте, 20 % пор которого составляют субкапиллярные каналы. Между нефтью и водой наблюдается переходная зона мощностью несколько метров. Обычно эта зона хорошо прослеживается на каротажных диаграммах скважин, вскрывших в подошве пласта воду, по постепенному повышению кажущегося удельного сопротивления. Выше нефть залегает' в капиллярных и сверхкапиллярных каналах, а в субкапиллярных каналах находится вода, т. е. 20 % пор занято водой. Между газом и нефтью также находится переходная зона, значительно меньшая по высоте, так как

поверхностное натяжение нефти меньше, чем воды, а следовательно, и меньше высота капиллярного подъема нефти. В газовой шапке капиллярные поры заняты газом, а субкапиллярные —- водой.

Согласно исследованиям Маскета, мощность газонефтяной переходной зоны обычно составляет около 30—35 % от мощности водонефтяной переходной зоны.

Силы, движущие нефть в пласте при его эксплуатации

При эксплуатации нефтяного пласта одновременно действуют силы, движущие нефть в пласте и затрудняющие ее вытеснение из пласта.

К числу сил, движущих нефть в пласте, относятся: а) напор краевых вод; б) упругость жидкости и породы; в) давление сжатого газа; г) выделение и расширение газа, растворенного в нефти; д) сила тяжести нефти; е) дифференциальная энергия внутренних поверхностей пористой среды и жидкости.

Напор крае вы х вод. Краевые воды, находящиеся под большим давлением, при понижении давления в пласте на эксплуатирующейся площади приходят в движение и продвигают нефть к забоям скважин. При большом напоре краевых вод можно создать значительный перепад давления между нефтяной залежью и напором вод, а следовательно, обеспечить высокую добычу нефти.

Эффективность действия краевых вод зависит от того, насколько поддерживается их напор на контуре нефтеносности. Благоприятными естественными условиями, способствующими поддержанию напора краевых вод, являются хорошая проницаемость пласта, близость выхода пласта на дневную поверхность, пополнение ее атмосферными и поверхностными водами в большом размере, чем отбор жидкости из залежи. При нарушении последнего условия, хотя и будет наблюдаться продвижение краевых вод в нефтяную залежь, но их напор снизится.

Упругость жидкости и породы. При недостаточном напоре краевых вод при эксплуатации нефтяной залежи давление снижается не только в самой залежи, но и в водоносной части пласта вокруг месторождения. Снижение давления приводит в действие упругие силы пласта — происходит расширение жидкости (нефти и воды), а также породы. Вода приходит в движение и внедряется в нефтяную залежь. Когда нефтяные залежи удалены от выходов пласта на поверхность на сотни километров, снижение давления захватывает огромные массы воды, благодаря чему может быть добыто значительное количество нефти.

Давление сжатого газа. При пересыщенности нефти газом свободный газ скапливается в повышенной части пласта, образуя газовую шапку. При отборе нефти из нефтяной части залежи и падении в ней давления газ, находящийся в газовой шапке под большим давлением, начинает расширяться и вытеснять нефть к забоям скважин.

Известны случаи, когда газовая шапка постепенно образовывалась в пласте в процессе эксплуатации, чему способствовало: 1) падение давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом, приводящее к появлению свободного газа в пласте; 2) высокая проницаемость пласта, благоприятствующая быстрой миграции газа в повышенную часть пласта; 3) значительный наклон пласта, ускоряющий миграцию газа и создание газовой шапки. .

■ Ра с шпрение газа, растворенного в нефти. При ухудшенной проницаемости коллекторов или усиленном отборе нефти выделяющийся при понижении. давления и рассеянный в нефти в виде мельчайших пузырьков газ движется к забоям ближайших, скважин, а не в повышенную часть пласта... .При приближении к скважине, где давление начинает резко понижаться, пузырьки газа расширяются и начинают сливаться, занимая целиком отдельные поровые каналы, вытесняя из них нефть в скважину: Вследствие' очень малой вя.зкости газа- происходит проскальзывание пузырь-

Ков газа и в целом их коэффициент полезного действия при вытеснении нефти оказывается небольшим.

Сила тяжести нефти. Сила тяжести, создаваемая столбом нефти, приобретает практическое значение только тогда, когда напор краевых вод отсутствует или сильно снижен. При хорошей проницаемости пласта под действием силы тяжести нефть перетекает в пониженные части пласта. По мере отбора нефти уровень ее в пласте понижается, а верхняя часть пласта постепенно осушается. При плохой проницаемости пласта нефть под действием силы тяжести движется только по направлению к забою ближайшей скважины, где в результате эксплуатации давление сильно понижено. При этом верхняя часть пласта осушается, и уровень нефти в пласте приобретает форму воронки.

Дифференциальная энергия внутренних поверхностей пористой среды и жидких фаз. Сущность процесса при действии дифференциальной энергии внутренних поверхностей пористой среды для различных жидких фаз выражается в том, что вода обладает способностью перетекать из более проницаемой породы в менее проницаемую независимо от действия гравитационных сил и давления. При этом вода, конечно, должна предпочтительно смачивать породу.

Наряду с силами, способствующими движению нефти и газа в пласте, действуют и противоположные силы, удерживающие их в пласте,— сопротивление трения (гидравлическое сопротивление), капиллярные силы и связанный с ними эффект Жамэна, а также явление относительной фазовой проницаемости.

Эффективная и относительная фазовая проницаемости

Нефтяные пласты насыщены разными фазами, одна из этих фаз (вода) обычно хорошо смачивает породу, а другие (нефть и газ) не смачивают.

Установлено, что для смачивающей фазы существует вполне определенная минимальная величина насыщенности, при которой эта фаза не может быть извлечена из пласта под действием перепада давления (равновесная насыщенность смачивающей фазы). Эту величину можно рассматривать также как предельное значение остаточной насыщенности, так как меньшую величину насыщенности нельзя получить даже при неограниченном протекании сквозь породу несмачивающей фазы.

При значении насыщенности выше критического для смачивающей фазы начинается ее движение под действием перепада давления. Количество протекающей смачивающей фазы определяется площадью поперечного сечения, занимаемой фазой в пористой среде, или, иначе говоря, степенью насыщенности. Чем больше насыщенность, тем больше протекает жидкости.

Таким образом, проницаемость для смачивающей фазы повышается по мере увеличения насыщенности породы этой фазой.

При дальнейшем увеличении насыщенности смачивающей фазы несмачивающая фаза теряет свою непрерывность и распадается на отдельные капли, устремляющиеся в крупные поры, в которых они остаются, т. е. несмачивающая фаза становится диспергированной, находящейся в состоянии дискретной (островной) насыщенности. Изолированный пузырек, или капля несмачивающей фазы, движется только под влиянием перепада давления внутри движущейся смачивающей фазы. Для вытеснения такого пузырька необходим очень большой перепад давления, способный протолкнуть его Перез капиллярные сужения, создать который в пласте практически невозможно.

Таким образом, в реальных современных условиях разработки нефтяных месторождений по описанным причинам оказывается невозможным полное извлечение несмачивающей фазы (нефти и газа) из недр.

Весьма важным фактором является относительная независимость движения двух или трех фаз в пористой среде. Эффективная проницаемость для данной фазы зависит от подвижности этой фазы при ее преобладающем

распределении и насыщенности. Вместе с Тем эффективная проницаемость для каждой из фаз отличается от абсолютной проницаемости породы, определенной при фильтрации через нее одной фазы. В связи с этим при наличии двух или трех фаз наряду с эффективной проницаемостью для одной из фаз введено понятие относительной проницаемости, под которым понимают отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Экспериментальные кривые относительной проницаемости впервые были получены Виковым и Ботсетом (рис. 52) на образцах несцементированных

песков и сцементированных песчаников. Смачивающей фазой служила вода, несмачивающей — углекислый газ. Согласно рис. 52, фильтрация воды через несцементированные пески начинается при насыщенности, близкой к 30 %

(точка А, соответствующая равно-

020406080100Насыщенность жидкостью, °к020406080100Насыщенность жидкостью, °кРис. 52. Кривые относительной проницаемости для сцементированного песчаника, а также усредненные кривые для несцементированного песка проницаемостью 178 • Ю-и м2/ — газ; 2 — жидкость; 3 — несцементированный песокРис. 52. Кривые относительной проницаемости для сцементированного песчаника, а также усредненные кривые для несцементированного песка проницаемостью 178 • Ю-и м2/ — газ; 2 — жидкость; 3 — несцементированный песоквесной насыщенности смачивающей фазы), и достигает 100 % при 100 %- ной насыщенности песка водой, т. е. при отсутствии несмачивающей фазы. Фильтрация газа начинается при насыщенности, близкой к 10 % (точка Б, соответствующая равновесной насыщенности несмачивающей фазы). С увеличением газонасыщенности относительная проницаемость для газа растет и достигает максимума при насыщенности 100 %.

020406080100

Насыщенность жидкостью, °к

020406080100

Насыщенность жидкостью, °к

Рис. 52. Кривые относительной проницаемости для сцементированного песчаника, а также усредненные кривые для несцементированного песка проницаемостью 178 • Ю-и м2

/ — газ; 2 — жидкость; 3 — несцементированный песок

Рис. 52. Кривые относительной проницаемости для сцементированного песчаника, а также усредненные кривые для несцементированного песка проницаемостью 178 • Ю-и м2

/ — газ; 2 — жидкость; 3 — несцементированный песок

Подобного типа кривые получены для нефти и газа, нефти и воды.

При насыщенности образца газом, нефтью и водой относительная проницаемость для газа и нефти за

висит от насыщенности его всеми тремя фазами. На рис. 53 приведена треугольная диаграмма, на которой нанесены линии постоянных значений относительной проницаемости для нефти (по Леверетту). Анализ этой диаграммы показывает, что при нефтенасыщенности 60 % и во- донасыщенности 40 % относительная (точка Л). При той же нефтенасы-

проницаемость для нефти равна 34 % ,,щенности и водонасыщенности 20 % относительная проницаемость для нефтипроницаемость для нефти равна 34 % ,,щенности и водонасыщенности 20 % относительная проницаемость для нефтиувеличивается примерно до 38 % (точка Б). При водонасыщенности, равной нулю, и нефтенасыщенности 60 % относительная проницаемость для нефти становится равной 18 % (точка В).

проницаемость для нефти равна 34 % ,,

щенности и водонасыщенности 20 % относительная проницаемость для нефти

проницаемость для нефти равна 34 % ,,

щенности и водонасыщенности 20 % относительная проницаемость для нефти

На рис. 54 показаны области, в которых возможно движение одновременно одной, двух и трех фаз. При газонасыщенности более 35 % в пористой среде движется только один газ, при газонасыщенности 18—35 % и водонасыщенности менее 40 % совместно движутся нефть и газ. При водонасыщенности от 18 до 85 % и нефтенасыщенности от 15 до 82 % (газона- сыщенность составляет не более 15 %) одновременно движутся нефть и вода. Область движения трех фаз очень мала и расположена в ближайших окрестностях точки, имеющей газонасыщенность 20 %, нефтенасыщенность 30 % и водонасыщенность 50 %.

Вследствие наличия фазовых проницаемостей коэффициенты проницаемости, определенные по данным исследования безводных скважин, отображают не абсолютную, а эффективную фазовую проницаемость для нефти.

Появление в продукции скважин пластовой воды указывает на увеличение содержания воды в порах выше равновесной насыщенности смачивающей фазы и уменьшение содержания в них нефти. Увеличение содержания воды в продукции скважин свидетельствует о дальнейшем снижении содер-

Жания Нефти в порах, уменьшении эффективной проницаемости для нефти, а следовательно, и дебита нефти.

Появление в пласте пузырьков газа, выделившегося из нефти вследствие понижения давления ниже давления насыщения, приводит также К уменьшению нефтенасыщенности И вместе с этим эффективной проницаемости для нефти. При дальнейшем понижении давления объем, занятый пузырьками газа, увеличивается, эффективная проницаемость для газа растет, что приводит к росту дебита газа и газового фактора.

Однако, если газ находится в пласте только в растворенном состоянии, ограниченность его ресурсов накладывает ограничение на дебит газа и газовый фактор скважин. В первый период после падения давления ниже давлений насыщения газовый фактор скважин возрастает, но затем, достигнув некоторого максимума, в связи с истощением ресурсов газа снижается.

Рис. 53. Относительная, проницаемость для нефти как функция идсыщенности (по Ле- . ’ ■; веретту) >

Рис. 54. Состав трехфазного потока в пористой среде в зависимости от насыщенностифазами (по Леверетту)

Обдасть течения: / —преимущественно . однофазного; 2 — преимущественно двухфазного; 3— трехфазного

Природа пластовых давления и температуры в недрах

Пластовые давление и температура — бажнейшие энергетические характеристики залежей нефти и газа/ Они определяют притоки к забоям скважин нефти, газа, воды и подъема их к земной поверхности по стволу скважин; влияют на фазовое состояние углеводородов в недрах; оказывают значительное воздействие на величину запасов нефти и особенно газов; предопределяют условия бурения, вскрытия и освоения пластов в скважинах. Изучение давления и температуры продуктивных пластов составляет одну из важнейших сторон деятельности геологической службы всех нефтегазодобывающих предприятий.

Пластовое давление — это внутреннее давление в пустотном пространстве осадочных пород, которое проявляется при вскрытии пластов, насыщенных каким-либо флюидом. Иными словами, пластовое давление — это давление жидкости или газа в нефтеносных, газоносных или водоносных пластах-коллекторах, находящихся в условиях естественного залегания. Пластовое давление всегда может быть выражено высотой столба жидкости, уравновешивающего это давление, в соответствии с общим выражением

''Рпл = р^.(VI.2)

где Дпл — пластовое давление; р — плотность жидкости; g — ускорение силы тяжести; h— высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление.

вают в следующем виде:вают в следующем виде:Высота h обычно называется пьезометрическим напором или пьезометрической высотой. При практических подсчетах, когда пьезометрическую высоту выражают в м, а плотность в г/см3, формулу (VI.2) обычно записи-

вают в следующем виде:

вают в следующем виде:

p/i

Рпл =»

с

где коэффициент с зависит от применяемых единиц измерения давления Если давление выражено в МПа, то с=102; если давление выражено в кгс/см2, е=10. На нефтяных и газовых промыслах СССР до сих пор давление часто измеряют в кгс/см2; тогда

(VL3)

Пластовое. давление считается равным нормальному гидростатическому давлению, если оно уравновешивается столбом минерализованной воды высотой от вскрываемого пласта до устья скважины. Плотность воды при этом принимается равной от 1 до 1,25 г/см3, что соответствует плотности природных подземных вод. Поскольку фактическое изменение плотности подземных вод в разрезе месторождения часто неизвестно, то, чтобы исключить влияние минерализации, введено понятие об условном гидростатическом давлении, т. е. давлении столба пресной воды плотностью 1 г/см3, высотой от изучаемого пласта до; устья скважины. Вертикальный градиент изменения условного гидростатического давления равен 0,01 МПа на Ito толщины пород, а градиент нормального гидростатического давления не превышает 0,012—0,013 МПа на 1 м глубины.

Величина пластоного давления в любой точке залежи нефти (газа) непосредственно связана с величиной пластового давления воды на уровне водонефтяного (газонефтяного) контакта, с расстоянием по вертикали от данной точки залежи до уровня ВПК и.Плотностью пластовой нефти (газа). Например, требуется определить пластовое давление в кроВле залежи газа высотой 500 м. Пластовое давление /?Пл. в воды на отметке газоводяйрго контакта — 3000 м равно 30 МПа, плотность пластовой воды равна единице, плотность пластового газа для простоты расчетов примем равной 0,1. Тогда давление газа в кровле залежи на глубине 2500 м составит

р = 30 — Ж^1 = 29,5 МПа.

4 ПЛ1Г 102

В то же время, если бы залежь не существовала и весь пласт был бы водоносным, пластовое давление воды на этой же гипсометрической отметке составило бы

р в = 3° — 5°°- — 25 МПа.ПЛ1 в Ю2

Таким образом, в кровле данной залежи имеется избыточное давление газа 4,5 МПа по сравнению с давлением воды на этом же гипсометрическом уровне.

Избыточное давление существует во всех залежах нефти и газа, его величина зависит только от высоты залежи и разности плотностей пластовой нефти (газа) и воды и всегда может быть оценена. Поэтому определяющим фактором пластового давления залежей нефти и газа является величина пластового давления подошвенных вод на уровне контакта залежей.

Пластовое давление воды в нефтегазоводоносных пластах зависит от степени гидравлической сообщаемости данного пласта с земной поверхностью, типа природной водонапорной системы и определяется в общем случае как нормальным гидростатическим, так и горным давлением.

Горное давление — это давление самих горных пород, Оно передается твердыми зернами (скелетом) горных пород. Собственно горное давление определяется суммарным влиянием на пласт геостатического и геотектонического давлений. Геостатическое давление вызывается массой вышележащей толщи пород, оно пропорционально глубине погружения и плотности пород. Вертикальный градиент геостатического давления в 2,3 раза больше вертикального градиента условного гидростатического давления, поскольку средняя плотность осадочных горных пород примерно равна 2,3 г/см3.

Геотектонические давления (напряжении) возникают в пластах в результате непрерывно-прерывистых тектонических ' процессов, которые нарушают равновесное состояние существующих давлений, перемещают горные породы, создают напряженные участки и новые гидродинамические условия. В' целом горное давление воздействует на тверды? части пород, заставляя

Рис. 55. Изменение пластового давления с глубиной в. водонапорной системе: а — инфильтрационного типа (терригенный, девонский комплекс Урало-Поволжья); б — отжимного типа (красноцветная толща Западной Туркмении)

1 — гидростатическое давление; 2 — геостатическое (горное) давление

их уплотняться. Пластовое давление^ напротив, противодействует этому процессу.

В водонапорных системах инфильтрационного типа, которые являются открытыми и сообщаются с земной поверхностью в зонах питания и разгрузки, пластовое давление подземной воды по своей природе очень близко к гидростатическому й подчиняется уравнению для нормального гидростатического давления (VI.2).-

Пластовая энергия — это потенциальная энергия жидкости в поле силы тяжести Земли, и геометрическая составляющая напора является определяющей. Движение подземной воды происходит в соответствии с влиянием гравитационных сил. Вертикальный градиент . пластового давления обычно соответствует градиенту нормального Гидростатического давления, а редкие исключения могут быть объяснены различием гипсометрических отметок устья скважины и зоны питания (рис. 55).

Водонапорные системы отжимного (элизионного) типа являются за- . крытыми или полузакрытыми, они сообщаются с земной поверхностью только в зонах разгрузки. Основное питание их происходит за, счет выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся геостатической нагрузке в процессе осадконакопления. Иногда уплотнение пород и отжатие из них воды может произойти в результате геодинамического давления, возникающего при тектонических напряжениях. В любом случае вместе с выжимаемыми из пород-неколлекторов водами в водоносные коллекторы передается часть горного давления.

д р = >^_ ,6 Vд р = >^_ ,6 VПри этом пластовое давление повышается на величину Ар, определяемую соотношением

д р = >^_ ,6 V

д р = >^_ ,6 V

(VL4)

где AQH36 — превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством воды, удаляющейся из пласта в зоне разгрузки; pw — коэффициент сжимаемости воды; Vo — общий объем воды в пласте-коллекторе.

Таким образом, общее пластовое давление воды в отжимной водонапорной системе складывается из нормального гидростатического давления и приращения давления за счет избыточного поступления воды из уплотняющихся неколлекторских пород:

Рпл = Р^А + Др.

Возникает сверхгидростатическое пластовое давление (СГПД), вертикальный градиент которого превышает максимальный градиент нормального гидростатического давления, равный 0,013 МПа на 1 м глубины, и нередко достигает 0,017—0,02 МПа на 1 м, хотя известны й более высокие градиенты, в том числе даже превышающие градиент геостатического давления (см. рис. 55, б). •.'

Часто СГПД называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД), однако этот термин неудачен. Для водонапорных систем отжимного типа СГПД является вполне закономерным явлением, а не аномальным.-.

Изучение СГПД проводится в различных аспектах: а) выяснение природы и геологических условий возникновения СГПД; б) прогноз оценки величины СГПД в различных пластах до начала, в процессе и после бурения; в) разработка технологии бурения глубоких скважин в условиях проявления СГПД; г) учет СГПД при подсчете запасов нефти и газа, проектировании разработки и эксплуатации залежей.,

Необходимой физической предпосылкой возникновения СГПД является . относительная изолированность резервуара или затрудненность оттока жидкости из него. Именно поэтому СГПД наиболее характерны для глу- бокопогруженных пластов, надежно перекрытых мощной толщей глинистых пород, или же для межсолевых или подсолевых коллекторов. В таких замкнутых или полузамкнутых коллекторах для возникновения СГПД достаточно:- а) дополнительного поступления воды, в количестве превышающем эвакуирующееся из пласта; б) сокращения объема пустотного пространства породы-коллектора; в)' расширения первоначально содержавшихся флюидов. В разных -геологических условиях эти процессы проявляются неодинаково, причем в большинстве случаев они протекают совместно.

Для условий геосинклинальных областей и предгорных прогибов, где накапливаются мощные толщи глинистых пластичных осадков, ведущим региональным, фактором образования СГПД в глубоких пластах-коллекторах является поступление воды, отжимающейся из глин под действием геоста- тическОй нагрузки., Геостатическое давление уйлотняет не только глины, но и породы-коллекторы, сокращая их пористость и тем самым дополнительно способствуя возникновению СГПД. На локальных участках этих же областей возможно влияние тектонических сжимающих напряжений, которые приводят как к дополнительному Отжатию воды из глин, так и к сокращению порового объема пород-коллекторов. Экранирование пластов-коллекторов глинистыми диапирами и непроводящими нарушениями улучшает изоляцию тектонических блоков.

В тектонически более спокойных платформенных областях СГПД выявлены главным образом в межсолевых и подсолевых отложениях. Ведущую роль образования СГПД в этих условиях следует связывать с сокра? щением объема пустотного пространства за счет роста кристаллов соли и с поступлением дополнительных порций воды при преобразовании гипса

в ангидрит. Менее частые случаи проявления СГПД в платформенных областях с терригенным разрезом отложений вызваны главным образом освобождением дополнительных порций воды при переходе монтмориллонита в иллит. ^

Важнейшим фактором, приводящим к расширению объемов флюидов, является их тепловое расширение. Температурный фактор способствует также преобразованию органического вещества и переходу тяжелых углеводородов в легкие фракции, что сопровождается увеличением объема новообразованных продуктов и приводит к возрастанию пластового давления воды в замкнутых резервуарах. Влияние' температуры проявляется регио- ■ нально, хотя степень влияния ее на формирование СГПД зависит от глу- - бины погружения пород и геотермических условий регионов'.

' Высказывания ряда исследователей о том, что основную причину формирования СГПД следует искать в поступлении высоконапорных флюидов • из более глубоких горизонтов или магматических очагов, в настоящее время не подтверждены убедительным фактическим материалом. В ряде ■. регионов ниже пластов с СГПД вскрыты пласты с нормальным гидростатическим давлением..

В замкнутых и полузамкнутых пластах возможны пластовые давления меньше условного гидростатического, т. е. с вертикальным градиентом менее 0,01 МПа на 1 м глубины. Такие условия возникают вследствие увеличения пористости (например, при выщелачивании пород) или уменьшения объема жидкости, насыщающей пустотное пространство. Последнее происходит, в частности, при снижении температуры из-за подъема пластов > к - земной поверхности или образования зоны вечной мерзлоты.

- ■ Температура недр зависит главным образом от . внутреннего тепла Земли. Сезонные колебания охватывают лишь верхние 10—30 м пород и ■ не, прослеживаются глубже нейтрального слоя с постоянной температурой.

Ниже него температура последовательно увеличивается. Темп нарастания температуры с глубиной определяется геотермическим градиентом, который показывает, на сколько градусов возрастает температура с углублением на . 100 м. Обычна величина геотермического градиента осадочных горных пород лежит в пределах 3—8 °C на 100 м глубины.

Геотермические условия разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений складываются из начального' естественного уровня, обусловленного внутренним теплом Земли, и искусственных тепловых полей, образую- ■ щихся в результате деятельности человека по бурению скважин, добыче нефти и газа, закачке флюидов с разной температурой в подземные пласты.

х § 5. Определение пластового давления в скважинах

Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пла. стовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда еще не нарушены начальные термодинамические условия пласта и из скважин не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на какую-либо дату разработки как в долгопростаивающих скважинах, так и в скважинах, действующих, но специально остановленных на период стабилизации давления на забое. ,

Пластовое давление в скважинах определяют разными способами. В нефтяных и водяных скважинах обычно ■ проводят прямые замеры пластового давления с помощью глубинных манометров, которые спускают на глубину середины интервала перфорации, а если это технически невозможно, то на максимально возможную глубину. Время выдержки маномет- рой в точке замера должно составлять не менее 20 мин. Причем во время спуска прибора и замера нельзя допускать утечек жидкости й газа из скважины через устьевую арматуру или по трубопроводам. Результаты измерений фиксируют в журнале, где обязательно отмечают дату, глубину замера, тип использованного прибора, категорию скважины и время остановки скважины (для скважин действующего фонда). Измеренные величины

'165.

пластового давления затем пересчитывают на глубину вр^онефтяного контакта или на горизонтальную плоскость, секущую объем 'залежи примерно пополам. Для этого пересчета используют значение плотности флюидов в пластовых условиях.

В газовых скважинах пластовое давление в большинстве случаев не определяют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величинами устьевого давления и плотности газа по барометрической формуле

ряп

0,03415 —

где Ду — устьевое давление; р — относительная плотность газа по воздуху; Нп — глубина средней точки интервала перфорации; zcp— средний коэффициент сверхсжимаемости газа при, средних давлении и температуре в стволе скважины; Гср — средняя температура.в стволе скважины.

Для упрощения расчетов в справбчниках по исследованию газовых ’■. '' ',0,03415 рЯ —

скважин приведены таблицы со значениями члена е ^р^ср Для различных услцвий. В подавляющем большинстве случаев данный расчет пластового давления газа по • давлению на ; устье скважин дает высокую точность. Однако следует помнить/ что он пригоден только для чисто газовых скважин. Наличие конденсата или значительное содержание воды на забое скважины исключают применение этого метода.

В газовых скважинах со столбом жидкости на забое' пластовое давление на глубине середины интервала перфорации находится по формуле

Рпл = Рг+ —.<VI-6).

где рг — давление газа на глубине статического уровня, МПа; Нв — глубина средней точки интервала перфорации, м; Яст— глубина статического уровня, м; рж— средняя плотность жидкости в интервале глубин от На до Яст.

Давление газа рг на глубине статического уровня рассчитывают по барометрической формуле (VI.5) на основе замера устьевого давления газа. ■

Если скважина заполнена жидкостью до устья и на устье имеется избыточное давление Ду, то формула для расчета пластового давления приобретает вид

P-- = ',y+:^57L'<VL7>

где рж — средняя плотность жидкости в интервале всего ствола скважины до глубины Нн.

В тех случаях, когда давление рзам измерено глубинным манометром на тлубине Я3ам, пластовое давление в середине интервала перфорации рассчитывают по формуле

n п । ^п— Я3ам)Рж

Рпл = Рзам Ч—>(vl.o)

где рж — средняя плотность жидкостй в интервале глубин от Язам до Ни.

При расчетных методах определения пластового давления наибольшую сложность представляет определение среднего значения ■ плотности жидкости в стволе скважины. Для нефтяных безводных скважин средняя плотность заключена между значениями плотности пластовой и дегазированной нефтей. Однако положение значительно . осложняется в обводненных скважинах, где в призабойной зоне может быть столб воды. Поэтому среднюю

плотность жидкости в нефтяных скважинах обычно определяют по замерам пластового давления и полученные данные используют для расчетов пластового давления в соседних скважинах. Для водяных скважин основное условие, получения точных результатов — постоянство минерализации воды по всему стволу скважины. Для сква.жин,. выходящих из бурения, это достигается обязательной очисткой от примеси промывочной жидкости, которая может остаться в скважине после ее освоения. Наилучшая очистка достигается в переливающих водяных скважинах путем пуска ■ их на самоиз- лив. В водяных нагнетательных скважинах весь ствол заполнен закачиваемой водой. Если пластовая температура превышает 30—40 °C, то при вычислении среднего значения плотности воды в стволе скважины необходимо учитывать влияние температуры и давления. •.

Определение пластовой температуры в скважинах

. Определение температуры недр до начала разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо при подсчете запасов нефти и газа, выяснении физических свойств подземных флюидов и проектировании разработки залежей. Кроме того, знание естественного теплового поля месторождений необходимо для последующего . контроля за его изменением. Задача систематического контроля за тепловым режимом продуктивных пластов приобретает особую актуальность для месторождений, где закачивается вода, с температурой значительно меньшей начальной пластовой температуры, и где нефть существенно изменяет свои свойства при изменении температуры. Например, нефть месторождения Узень предельно насыщена парафином, который выпадает из растворенного состояния при снижении температуры. При этом резко снижается подвижность нефтепарафиновой смеси, затрудняются приток нефти к скважинам и подъем ее на поверхность. . Систематические замеры температуры пластов необходимы также при контроле за разработкой залежей с тепловым воздействием на пласт. . Для измерения температуры в скважинах применяют: а) жидкостные (ртутные) максимальные термометры, б) самопишущие термометры (термографы), в) электрические термометры, г) термоэлектрические термометры (термопары). На нефтяных и газовых промыслах СССР наиболее часто применяют электрические и самопишущие термометры. Для контроля за их показаниями часто одновременно используют ртутные максимальные термометры. Измерения производят, как правило, при спуске'термометров. Важное технологическое требование к проведению, замеров в скважинах с избыточным устьевым давлением — герметичность всех устьевых соединений во время исследований и недопущение сдвига столба жидкости в скважине при спуске прибора.

Для суждения о начальном тепловом поле продуктивных пластов и всего разреза отложений используют замеры температуры. в долгопростаивающих скважинах — пьезометрических и наблюдательных. Именно в долгопростаивающих скважинах. температура жидкости, заполняющей ствол скважины, соответствует температуре пород разреза отложений. Кроме того, можно использовать замеры температуры в скважинах, выходящих из бурения и простаивающих после освоения в ожидании эксплуатации, а также, в зумпфах, действующих или остановленных на короткий срок скважин.■

В выходящих из бурения скважинах имеется опасность зарегистрировать неустановившееся тепловое поле, нарушенное процессами бурения и цементирования. Поэтому для каждого района должно быть определено оптимальное время между . повторными. измерениями температуры (через 3—5 сут). Как показывает практика, обычно температура в призабойной части ствола практически становится равной температуре горных пород через 8.—10 сут после цементирования обсадной колонны и эта. часть скважины может быть исследована перед перфорацией. Восстановление температуры продолжается гораздо дольше в верхней части ■ ствола, а также

в Скважинах, пробуренных на промЫвочНой жидкости С Температурой на несколько десятков градусов ниже пластовой.

В нефтяных скважинах, простаивающих после освоения в ожидании эксплуатации более месяца, особенно в период освоения месторождения, температурный режим обычно установившийся, и они также могут быть исследованы для определения начального геотермического фона.

Естественная пластовая температура может быть также замерена в зумпфах действующих добывающих и нагнетательных скважин. В этом случае необходимы измерения во всем зумпфе С перекрытием интервала •перфорации, чтобы установить границу распространения вниз зоны измененной температуры от дроссельного эффекта работающего пласта и отбраковать скважины с заколонной циркуляцией в зумпфе. По единичному замеру температуры ниже интервала перфорации решить эти вопросы не представляется возможным.

Обработка результатов температурных измерений для установления начального теплового фона месторождения включает: а) построение геологогеотермических разрезов исследованных скважин; б) вычисление Частных и средневзвешенных значений геотермического градиента или геотермической ступени; в) нахождение температуры кровли продуктивных горизонтов; г) построение различных геотермических карт и профильных разрезов.

Геолого-геотермический разрез скважины — это график, на котором по горизонтали откладыбают значения естественной температуры горных пород, а по вертикали — геологический разрез скважины в виде литолого-страти- графической колонки. Температурная кривая, отражающая изменение по глубине естественной температуры пород, называется геотермой. По геотерме определяют частные значения геотермического градиента и температуру кровли продуктивных горизонтов. '

Геотермический градиент показывает изменение температуры на 100 м изменения глубины;

Г = ^7^-100,(VI.9)

h2 — hi

где /2 и ti — температуры точек разреза, находящихся на глубинах Л2 и йь Частные значения геотермического градиента определяют для прямолинейных отрезков геотермы, которые соответствуют литологически однородным комплексам пород. По частным значениям градиентов находят его среднюю взвешенную величину:

х Г — ^1А1 ^~ ^^ + • • • + ^”(VI. 10)

^1 + ^2+ • • • +ЛП

Общий геотермический градиент разреза определяют в интервале от глубины нейтрального слоя до забоя скважийы.

Значения температуры кровли продуктивных горизонтов снимают непосредственно с геотермы. Если геотерма не доходит до кровли рассматриваемого горизонта, то температуру на этой глубине находят расчетным путем, используя значения геотермического градиента для данной части разреза. Аналогично пересчитывают на кровлю горизонта замеры температуры в зумпфе действующих скважин. Наряду с этими данными для построения геотермических карт используют точечные1 замеры температуры в действующих скважинах, остановленных для замера пластового давления.

Детальные геолого-геотермические разрезы скважин — основной документ для последующего контроля за изменением температуры продуктивных горизонтов и интерпретации всех термометрических исследований скважин.

В комплекс исследований по контролю за измерением теплового режима нефтяных месторождений в процессе их разработки с применением заводнения входят следующие виды работ: а) наблюдения за температурой закачиваемой воды; б) выявление изменений пластовой температуры в сква-

жинах, расположенных вблизи нагнетательных; в) регулярные замеры температуры в контрольных- скважинах.

Температура воды в стволе нагнетательных скважин с приемистостью более 300 мэ/сут стабилизируется довольно быстро, и на забой скважины поступает вода с практически устьевой температурой. Поэтому замеры температуры воды на поверхности наряду с термометрией действующих нагнетательных скважин позволяют определять температуру воды на входе в продуктивные горизонты и контролировать ее изменения в процессе нагнетания. При использовании воды поверхностных водотоков или неглубоких подземных горизонтов температура закачиваемой воды подвержена сезонным коле'баниям, что необходимо учитывать при анализе изменений температуры в пластах, куда она закачивается.

Для проведения наблюдений за изменением температуры продуктивных горизонтов, разрабатываемый с внутриконтурным заводнением, обычно организуют сеть опорных скважин с установленной периодичностью замеров. 'Кроме того, используют результаты всех термометрических работ в скважинах наблюдательных, пьезометрических, выходящих из бурения, простаивающих, добывающих, а также нагнетательных с глубоким зумпфом. Технология исследований скважин, наблюдательных пьезометрических, выходящих из бурения или простаивающих, такая же, как при исследованиях по установлению начального фона. В действующих сквМжинах исследования проводят, как правило, во время кратковременных остановок. Тепловые аномалии выше интервала перфорации вырисовываются более контрастно на термограммах, снятых в скважинах с извлеченными насосно-компрессорными трубами. Йнтервалы ниже перфорированных отверстий исследуют как в работающих, так и в остановленных, скважинах.

В каждой из исследованных скважин контроль за изменением температуры включает выделение интервалов с измененной пластовой температурой, нахождение максимальной величины изменения температуры и выяснение причин изменения. Наиболее просто выявить изменения температуры против неперфорированных пластов путем сравнения термограммы с геотермой. Обычно температура нагнетаемой воды намного ниже пластовой, и подход к скважине,теплового фронта отражается появлением на термограммах отрицательных температурных аномалий. Начало охлаждения отмечается изменением геотермического градиента ниже и выще заводняемого пласта. Выше пласта геотермический градиент постепенно (сверху вниз) уменьшается до нуля и затем принимает отрицательные значения; вниз от охлаждающего пласта геотермический градиент, напротив, приобретает более высокие значения по сравнению с начальным градиентом естественного теплового поля. В выходящих из бурения скважинах интервалы со значительно сниженной температурой могут быть выделены по термограммам, снятым для определения высоты подъема цемента через сутки после заливки колонны. Однако выявить пласты, охлажденные мен её чем на 2— 3 °C, затруднительно, поскольку термограммы в этот период сильно дифференцированы. В остановленных, на короткое время добывающих и нагнетательных скважинах могут быть выделены интервалы прохождения теплового фронта по пластам выше перфорированного горизонта. Хотя в таких скважинах тепловой -режим нарушен потоком жидкости и не успевает полностью восстановиться; пласты с измененной более чем на 2—3 °C температурой достаточно четко выделяются.

Для перфорированных пластов в работающих скважинах - выявление изменений температуры сопряжено со значительными трудностями, поскольку на характер термограммы оказывает большое влияние не только пластовая температура* но и дроссельный температурный эффект и калориметрическое смещение потока в скважине с жидкостью (газом), поступающей из пластов с различными температурами. Подход фронта охлаждения на термограммах работающих добывающих нефтяных скважин отражается: а) в интервале нижнего работающего пласта — постепенным уменьшением и исчезновением положительной аномалии дросселирования и охлаждением обводненного интервала; б) в интервалах верхних работающих пластов —

аномальным ростом калориметрического эффекта. При этом в остановленной . скважине фиксируется отрицательная температурная аномалия. Эти причины приводят к тому, что в работающих скважинах обычно трудно установить начальные этапы изменения пластовой температуры' и весьма затруднительно судить об его истинной величине.

При анализе изменений пластовой температуры следует принимать во внимание цикличность колебаний температуры закачиваемой воды, объем закачки в ближайшие нагнетательные скважины и выявлять возможные пути продвижения температурных фронтов по отдельным пластам. Все зарегистрированные на месторождении изменения пластовой температуры систематизируют в виде таблиц. По мере накопления данных строят'карты изменения пластовой температуры, которые используют для регулирования процесса разработки месторождения.

Режимы залежей нефти и газа

Совокупность всех условий работы залежи и пласта принято называть режимом залежи или пласта. Режим проявляется в преимущественном действии одной из движущих сил (движения краевых вод, расширении газовой шапки и др.), во взаимосвязи между суммарным дебитом пласта и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т. п.

Значительный фактор проявления режима — характер изменения пластового давления, текущих дебитов нефти, газа и воды. Тесно связана с режимом залежи конечная нефтеотдача. Следует особо отметить влияние темпа отбора и суммарного отбора жидкости на проявление режима залежи. Так, при чрезмерно усиленном отборе жидкости из пласта краевые воды не восполняют отбор. В результате давление в нефтяной залежи падает ниже давления насыщения. При этом из нефти выделяется растворенный газ, что существенно сказывается на механизме вытеснения нефти из пласта. .

Регулируя текущий уровень отбора жидкости и распределение отбора по площади, можно уменьшить темп снижения пластового давления и добиться получения большей суммарной добычи нефти к моменту снижения давления до давления насыщения. Однако при этом остаются в пласте большие запасы нефти, извлечение которых будет происходить в худших условиях с меньшей нефтеотдачей пласта.

В связи с этим на пласт воздействуют не только путем отбора жидкости, но непутем ввода-дополнительной энергии, т. е. закачивают в него воду или газ (воздух). Таким путем можно значительно улучшить механизм вытеснения нефти из пласта и основные факторы, характеризующие режим залежи. Пластовое давление может быть не только поддержано на одном уровне, но и повышено по сравнению с начальным пластовым давлением. В результате добыча нефти может-быть также повышена. Одновременно будет предотвращено выделение газа из нефти, благодаря чему сохранятся свойства пластовой нефти, а газовый фактор останется на первоначальном уровне. .

В современной классификации различают следующие режимы: для случая воздействия на пласт путём отбора жидкости: а) водонапорный; б) упругий, или упруго-водонапорный; в). газонапорный, или режим газовой шапки; г) газовый, или режим растворенного газа; д) гравитационный; для случая ввода в пласт дополнительной энергий; е) режим вытеснения нефти водой; ж) режим вытеснения газированной нефти водой; з) режим вытеснения нефти (газированной нефти) газом.

Водонапорный режим связан с преимущественным действием напора краевой воды. Внешне действие водонапорного режима проявляется в активном продвижении краевых или подошвенных вод.

Характерные признаки, позволяющие определить наличие водонапорного режима, следующие: s

тесная связь между величиной отбора жидкости из пласта и динамическим пластовым давлением, причем определенному отбору нефти соответствует определенное динамическое пластовое давление; при увеличении отбора динамическое пластовое давление понижается;

соответствие газового фактора количеству растворенного в нефти газа; в процессе эксплуатации весь газ находится в пласте в растворенном состоянии (рислбб).

У п р у го - в о д о н а п о р н ы й р еж и м связан с преимущественным действием упругих сил пласта — расширением пластовой жидкости и породы— при снижений пластового давления. Внешне действие упруго-водона- . порного режима проявляется в продвижении краевых или подошвенных вод. В отличие от водонапорного упруго-водонапорный режим характеризуется ■ постепенным снижением динамического пластового давления как" в зоне расположения добывающих скважин, так и на окружающих нефтяную залежь пло- р, Г щад^х. В некоторых случаях путем уменьше- i

^нас*.^нас*.2 —2 —QuQuния отббра жидкости можно задержать падение давления или даже временно повысить его в зоне расположения добывающих скважин, но на окружающих площадях давление будет снижаться.

^нас*.

^нас*.

2 —

2 —

Qu

Qu

Как и при водонапорном- режиме, в процессе эксплуатации весь газ находится в пласте в растворенном состоянии, и. газовый фак-' тор соответствует количеству газа, растворен-, ного в нефти.

Ряс. 66. Изменение пласто-Ряс. 66. Изменение пласто-. контура газовой шапки. Основное условие га-. контура газовой шапки. Основное условие га-текущее пластовое давление превышает давление насыщения нефти газом р нас7 —стадия упруго-водона-порного режима; 2 т- ста-дия водонапорного режиматекущее пластовое давление превышает давление насыщения нефти газом р нас7 —стадия упруго-водона-порного режима; 2 т- ста-дия водонапорного режимаГазонапорный режим связан, с преимущественным действием напора газа газо- ®ого давление р газового вой шапки и внешне проявляется в движенииотЖранефти^” тогда

Ряс. 66. Изменение пласто-

Ряс. 66. Изменение пласто-

. контура газовой шапки. Основное условие га-

. контура газовой шапки. Основное условие га-

текущее пластовое давление превышает давление насыщения нефти газом р нас

7 —стадия упруго-водона-порного режима; 2 т- ста-дия водонапорного режима

текущее пластовое давление превышает давление насыщения нефти газом р нас

7 —стадия упруго-водона-порного режима; 2 т- ста-дия водонапорного режима

зонапорного режима — снижение давления в пласте на разрабатываемой площади, передающегося на газовую шапку, что вызывает ее расширение.

> При приближении койтура газовой шапки к добывающей скважине в последней наблю-

дается прорыв газа, сопровождающийся резким нарастанием газового фактора и кончающийся переходом скважйны на фонтанирование чистым газом. В скважинах, расположенных в пониженных частях пласта, вдали от газовой шапки, газовый фактор, наоборот, с течением эксплуатации понижается. Это понижение обусловлено переходом части газа из растворен-' ного состояния в свободное при снижении давления в" пласте и миграции этого газа не к скважинам, а ввер^ по восстанию пласта в газовую шапку. Поэтому газовый фактор в скважинах, расположенных вдали от газовой шапки, соответствует количеству растворенного в нефти газа при данной величине пластового давления. Одновременно с уменьшением газового, фактора постепенно изменяется состав попутного газа.1 Более легкие углеводороды (метан и этан) выделяются из нефти в первую очередь и мигрируют в газовую шапку, а попутный газ становится более жирным.

Режим растворенного газа связан с преимущественным действием газа, перешедшего при понижении пластового давления йз растворенного в окклюдированное состояние. Выделившиеся пузырьки газа расширяются и проталкивают нефть к забоям ближайших скважин. В случае, когда нет продвижения краевых вод, режим растворенного газа характеризуется довольно резким понижением динамического пластового давления в скважинах и сильным уменьшением их дебита в первый период эксплуатации с образованием отдельных воронок депрессии давления вокруг каждой скважины. Новые скважины, пробуренные по соседству со старыми, имеют по сравнению с последними более. высокое пластовое давление. Поэтому начальные дебиты новых скважин оказываются выше дебитов

соседних старых скважин. Газовые факторы в первых скважинах, имеющие небольшие величины, близкие к количеству растворенного газа, быстро возрастают до некоторого максимального предела, а затем начинают снижаться (рис. 57).

Гравитационный режим начинает проявляться в тех случаях, когда остальные силы, движущие нефть в пласте, отсутствуют или энергия их истощилась. Механизм действия при гравитационном режиме заключается в том, что нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз. В зависимости от природных условий пласта гравитационный режим может проявляться в двух разновидностях.

1. Напорно-гравитационный режим, при котором нефть перемещается вниз по падению пласта и скапливается в его пониженных частях, причем повышенные части пласта «высыхают», т. е. в расположенных здесь сква-

:Рис. 57. Изменение пластового давления ри газового фактора г в зависимости от отбора, нефти QH. когда пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом пнас:Рис. 57. Изменение пластового давления ри газового фактора г в зависимости от отбора, нефти QH. когда пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом пнас1 — стадия упруготводона- порного режима; 2 — стадия режима растворенного газа1 — стадия упруготводона- порного режима; 2 — стадия режима растворенного газаскважин тесноскважин тесножинах приток нефти отсутствует. В случае однородного пласта дебиты

:

Рис. 57. Изменение пластового давления ри газового фактора г в зависимости от отбора, нефти QH. когда пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом пнас

:

Рис. 57. Изменение пластового давления ри газового фактора г в зависимости от отбора, нефти QH. когда пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом пнас

1 — стадия упруготводона- порного режима; 2 — стадия режима растворенного газа

1 — стадия упруготводона- порного режима; 2 — стадия режима растворенного газа

скважин тесно

скважин тесно

связаны с глубиной вскрытия пласта скважинами. Чем ниже отметки, на которых вскрыт ' пласт, тем больше столб нефти и выше дебит скважины. Дебиты скважин на практике могут достигать нескольких десятков тонн. Газовый фактор низкий и соответствует количеству растворенного в нефти газа при данной величине пластового давления.

*2. Гравитационный режим со свободным

зеркалом нефти, при котором уровень нефти на окружающей скважину площади находится ниже кровли пласта. При этом режиме выделение газа очень незначительно, дебиты скважин низки, но продолжительность жизни сква-

жины может быть очёнь велика.

Краткая характеристика режимов чая .ввода в пласт дополнительной следующая.

для слу-энергиидля слу-энергииводойводойРежим вытеснения нефти обладает основными чертами, аналогичными

для слу-энергии

для слу-энергии

водой

водой

водонапорному режиму,— активным продвижением вод, соответствием газового фактора количеству растворенного газа. Вместе с тем наряду с тесной связью между отбором жидкости из пласта и динамическим пластовым давлением появляется новая зависимость между пла'стовым давлением на линии нагнетания воды и отбором жидкости.

Режим вытеснения газированной нефти водой обличается от режима вытеснения нефти водой тем, что на части разрабатываемой площади давление падает ниже давления насыщения, что приводит

к выделению части газа из растворенного состояния в окклюдированное. В зависимости от размера площади, на которой давление ниже насыщения, от величины и продолжительности снижения газовый фактор некоторое время может значительно превышать начальный газовый фактор. После вытеснения свободного газа из пласта он снижается до величины растворенного в нефти газа.

Режим вытеснения нефти (газированной нефти) г а • з ом находится в тесной завйсимости от величины падения пластового давления ниже давления насыщения. Чем больше было снижено давление при предварительном истощении плабта, тем больше расходуется газа для вытеснения одного и того же объема нефти.

В первый период закачки газ^ в пласт процесс вытеснения нефти происходит при постоянном газовом факторе. После вытеснения 0,1— 0,2 объема нефти газовый фактор растет.

Эффективность режима значительно повышается, когда газ закачивают в повышенную часть залежи. При этом происходит гравитацинное разделение цефти, которая стекает в пониженные части залежи, и газа, который

устремляется вверх по восстанию пласта в газовую шапку. В этом случае режим приближается к газонапорному (режиму газовой шапки).

При эксплуатации нефтяной залежи возможно действие одновременно нескольких сил, движущих нефть. Так, в одном случае при активном напоре краевых вод в первый период эксплуатации, когда понижается давление на разрабатываемой площади, одновременно действуют упругие силы пласта, которые при стабилизации давления постепенно уменьшаются. При усиленном отборе жидкости из пласта и падений давления ниже давления насыщения нефти газом может начать действовать растворенный газ, переходящий в окклюдированное состояние. В другом случае одновременно с напором газовой шапки обычно происходит продвижение краевых вод.

В подобных случаях режим пласта определяют исходя из того, какое практическое действие, на уровень добычи нефти оказывают силы, и режим классифицируют по силе, имеющей преимущественное значение. При этом в течение эксплуатации режйм пласта может меняться. Так, в первом описанном случае в начальный период разработки режим будет упруго-водонапорным,. а затем сменится режимом, растворенного газа.

Если практическое значение действующих сил примерно одинаковое, как это может быть во втором случае, режим будет смешанным, причем часть скважин, находящихся вблизи газовой шапки, будет работать в условиях газонапорного режима, а расположенных недалеко от контура воды — в условиях упруго-водонапорного режима. Но если активность продвижения краевых вод небольшая, то режим надо определять как газонапорный.

Геологические условия оказывают значительное влияние на возможность формирования того или иного режима пласта, а также определяют характер проявления режима пласта.

Особенное влияние на характер режима пласта и его эффективность оказывают проницаемость и угол наклона пласта, расстояние до выхода пласта на дневную поверхность, структура пустотного пространства, начальная нефте-, газо- и водонасыщенность пласта, а также вязкость нефти и пластовой воды.

Хорошая проницаемость пласта и малая вязкость нефти — основные факторы, способствующие развитию напорных режимов: водонапорного, упруго-водонапорного и газонапорного.

Когда залежь нефти расположена недалеко от выхода пласта на дневную поверхность, где происходит полноценное питание пласта атмосферными и поверхностными. Йодами, создаются условия, благоприятствующие развитию водонапорного режима. Когда залежь нефти удалена на сотни километров от выхода пласта на дневную поверхность, формируются условия, способствующие развитию упруго-водонапорного режима.

При усиленном отборе жидкости, приводящем к падению давления в пласте ниже давления насыщения, при хорошей проницаемости пласта возможен переход как к газонапорному режиму, так и к режиму растворенного газа. Газонапорный режим устанавливается в том случае, когда выделившиеся пузырьки газа мигрируют преимущественно в повышенную часть пласта, образуя там газовую шапку. Такому перемещению пузырьков газа по пласту способствуют достаточно крутой угол наклона пласта и малая вязкость нефти. При незначительном угле наклона пластов пузырьки газа перемещаются к забоям ближайших скважин, что и определяет преимущественное развитие режима растворенного газа.

После истощения энергии газа режим переходит в гравитационный, причем при наличии крутого угла наклона пласта развивается напорно-гравита- Ционный режим, а при очень пологих углах — гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Невысокая проницаемость пласта и большая вязкость нефти сильно увеличивают сопротивление движению, что не позволяет установиться какому-либо напорному режиму. Поэтому в таких Пластах с самого начала эксплуатации развивается режим растворенного газа в чистом виде, а после истощения энергии газа режим переходит в гравитационный со свободным зеркалом нефти.

Глава VII

МЕТОДЫ ГЕОМЕТРИЗАЦИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Общие положения

Информация, получаемая в процессе бурения, отбора керна, опробования скважин, промыслово-геофизических, гидродинамических и других исследований, должна быть качественно документирована и обработана. Результаты наблюдений и обработки являются первичной информацией, характеризующей значения того или иного признака (свойства) в точке, разрезе пласта или в некотором элементарном объеме залежи. Для получения представлений о всем объекте первичная информация с помощью различных графических и аналитических методов распространяется на участки, не освещенные наблюдениями. В результате создается модель залежи или месторождения, под которой понимается совокупность результатов описательного, графического, математического воспроизведения реально существующих в природе объектов и протекающих в них процессов. ■

- Моделирование — основной метод познания в процессе изучения природных объектов. Существуют различные виды моделирования: графическое, объемно-макетное, физическое и математическое. В данной главе рассмотрены основные приемы графического моделирования. Последнее достигается количественной характеристикой различных свойств, выявлением закономерностей, между ними и аналитическим выражением этих закономерностей. Создание графических и графоаналитических моделей называется геометризацией месторождения.

Важнейшими положениями геометризации) являются представления об изменчивости признака или набора (совокупности) признаков, а именно, о способах ее количественного выражения, аналитического описания и графического отображения. Эти положения позволяют обоснованно выбирать способы графического моделирования и создавать модели месторождений, адекватные имеющимся геологическим представлениям. Характеристики изменчивости являются также необходимым элементом методики оценки достоверности определения параметров и запасов, которая, в свою очередь, необходима для количественного выражения качества произведенной геометризации и полученной достоверности модели залежи.

Спецификой нефти и газа как полезных ископаемых является способность двигаться по пласту к забоям добывающих скважин, что лежит в основе разработки их залежей. Эта особенность нефти и газа обусловливает необходимость- моделирования не только статического геологического пространства (залежи), но и путей движения нефти, газа и воды. Отчасти эта задача решается методами оценки неоднородности продуктивных пластов или объектов разработки^ которые охарактеризованы ниже. В данной главе основное внимание . уделено оценке изменчивости с целью геометризации залежей в статическом состоянии.

Характеристика изменчивости любого признака и соответствующие методы геометризаций свойств геологических объектов-существенно зависят от того, в каком элементарном объеме изучается данный признак. Отсюда следует, что геометризация должна начинаться с решения вопроса об оптимальном делении объекта на элементарные с точки зрения решаемой задачи объемы самостоятельной геометризации и уже в этих объемах следует оценивать изменчивость,1 неоднородность свойств и их моделирование. Решение задач геометризации в указанной последовательности обеспечит создание рациональных графических моделей залежей или объектов, отражающих как цели моделирования, так и информационную обеспеченность этого процесса: количество и качество первичных наблюдений, возможность и метод математической интерпретации размещения признака; определенную достоверность параметров, получаемых на основании тех или иных графических документов и т. п.

§ 2; Методологические основы геометризациизалежей нефти и газа

Эффективность изучения геологических объектов и его практическая результативность существенно зависят от исходной методологической установки. Чем конкретнее представление о цели исследования, чем яснее взгляд на предмет исследования с точки зрения, его места в общем комплексе проблем, связанных с решением конкретных практических задач, тем более качественные результаты можно получить при обобщении первичной информаций

В настоящее время такой фундаментальной методологической установкой является подход к геологическим объектам как к системам, характеризующимся большей или меньшей сложностью и имеющим определенную структуру. В общем случае под системой понимается совокупность элементов, связанных между собой определенным образом и образующих некоторую целостность. Целостность системы обусловливается тем, что все ее элементы объединены в одно целое известными связями и отношениями. Совокупность связей и отношений между элементами системы называется структурой системы.

Суть системного подхода к геологическим явлениям состоит в. выделении и изучении множеств взаимосвязанных элементов, представляющих собой некоторые органические целостности. При этом исследуются как форма и свойства элементов , системы, так и отношения, связи между ними, причем существенными считаются системообразующие связи и отношения. Выделение систем-и составляющих их элементов осуществляется в соответствии с конкретными задачами исследования: При изменении задачи объекты, которые раньше считались элементами некоторой системы, могут рассматриваться в качестве систем меньшего масштаба и, наоборот, система может рассматриваться как элемент некоторой более крупной системы. Другими словами, геологические объекты характеризуются иерархическим строением, глубокой иерархией систем различных масштабов или рангов, соответствующих различным уровням структурной организации материи.

В основе языка для описания геологических статических систем лежит фундаментальное понятие о статическом геологическом пространстве. Исследования пространственного распределения свойств вещества в осадочной оболочке, выделение и описание геологических тел, изучение их пространственных соотношений, сравнение и классификация проводятся в той части физического пространства, которая занята осадочной оболочкой Земли. Геологи изучают также распределение вещества в пределах Земли в целом и в других ее частях (йомимо осадочной оболочки). В соответствии с этим под гео л огическим пространством понимается часть физического пространства, занятая планетой Земля, а также любая область этой части физического пространства. Термин «пространство» является синонимом термина «множество», и используется для обозначения, множеств, обладающих специальными свойствами. В качестве элемента пространства рассматривается точка, в которой в принципе может быть изучено сколь угодно большое число свойств (литологических, геохимических, геофизических, палеонтологических, физических и т. п.) вещества, заполняющего пространство. Геологическое пространство может быть не только трехмерным, но и двумерным, когда точки, входящие в рассматриваемое множество, распределены по некоторой поверхности (например, пр поверхности напластования) или по линии (по стволу скважины).

Статическое геологическое пространство можно представить бесконечным или конечным числом точек, в каждой из которых может быть изучено бесконечное либо конечное количество свойств вещества. Пространство, представленное бесконечным числом точек, каждой из которых присуще сколь угодно большое число свойств, является реальным геологическим пространством. Изучить его путем непосредственных наблюдений невозможно, так как сплошное обследование безграничного множества точек по бесконечному списку свойств нецелесообразно с экономической точки зрения и такое пространство неконструктивно — в нем нельзя провести какие-либо построения.

Поэтому число точек, в которых исследуются свойства, и число свойств всегда ограничены. Так, при разведке залежей наблюдения производятся в скважинах, расположенных на достаточно больших расстояниях друг от друга, и в каждой скважине изучаются далеко не все свойства пород, которыми они характеризуются в данной точке.

В результате ограничения числа точек наблюдения исследуемое геологическое пространство оказывается Представленным конечным множеством точек, каждая из которых охарактеризована соответствующей цели исследования конечной совокупностью независимо измеряемых свойств (списком свойств).

Если в точке определены значения всех 'свойств из заданного списка (входящих в заданную совокупность), указаны способы и точность измерения, то такую точку называют формальной точкой статического гео'- логического пространства. Множество формальных точек составляют формальное статическоегеологическо е пространство. В реальном геологическом пространстве может быть построено сколь угодно много формальных геологических пространств в, зависимости от того, какое число точек выбрано для наблюдения, каковы заданные списки свойств и что понимать под точкой наблюдения. Очевидно, что формальное геологическое пространство, построенное по данным разведочных скважин, будет иным, чем пространство, построенное по материалам эксплуатационных скважин.

■ Как отмечалось выше, для каждого специального геологического исследования изучаются не все, а некоторые конкретные свойства вещества (горных пород). Например, при подсчете запасов нефти необходимо знать мощность нефтенасыщенных пород, их пористость, нефтенасыщенность, плотность нефти. В случае литологических исследований осадочных пород изучаются петрографические свойства: размеры и окатанность зерен, их минералогический состав, форма и состав цемента и т. п. При проектировании разработки месторождений также производится учет специфических свойств горных пород. Следовательно, при целенаправленных исследованиях изучаются специализированные формальные статические гео логические пространства.

Частным случаем специализированного пространства является пространство, формализованное только по какому-либо определенному свойству. Это пространство называется элементарным формальным статиче-' ским пространством. Таковы; например, пространства, точки которых охарактеризованы только пористостью или цроницаемостью, либо коэффициентом продуктивности и т. п.

При исследовании некоторого специализированного пространства изучаются признаки или их совокупности, выбор которых обусловливается конечной целью исследования. В этом заключается принцип специализации. Другие же признаки, которые в данном исследовании интереса не представляют (признаки других специализаций), могут рассматриваться как косвенные (признаки признаков изучаемой специализации). Для использования косвенных признаков при исследовании геологического пространства данной специализации устанавливаются корреляционные отношения косвенных признаков с основными, т. е. изучаются корреляционные связи признаков разной специализации. Выявление таких связей позволяет применять косвенные признаки при решении задач, связанных с изучением геологического пространства основной специализации (специализации, соответствующей цели исследования).

. Примером корреляционных связей является использование данных промыслово-геофизических исследований скважин при подсчете запасов нефти или газа, когда на основе изучения корреляционных зависимостей между пористостью, нефтенасыщенностью (признаки основной специализации) и удельным сопротивлением, относительной величиной собственной поляризации или показанием какого-либо радиоактивного метода исследований (косвенные признаки) определяются пористость и нефтенасыщенность пород в точках, где отсутствуют результаты непосредственных определений основных при-

знаков. Особенно большое значение такой подход имеет при определении нефтенасыщенности пород в реальных условиях.

В связи с указанным выше очевидно, что состав совокупности исследуемых свойств зависит от характера решаемой практической или научной задачи. Поэтому важно, чтобы исследования в точках наблюдения, проводимые разными методами, объединялись общей решаемой задачей, имели единую цель. В этом суть комплексирования методов получения первичной информации.

Формальное геологическое пространство представляет конечное множество точек. Интересующее же нас реальное пространство содержит бесконечное множество точек, т. е. является непрерывным. При решении любой практической задачи необходимо знать, какие численные значения приобретают свойства вещества в каждой точке реального геологического пространства, а не только в формальных точках.

Формальное пространство, т. е. пространство, получаемое по данным измерений и наблюдений является неполно определенным. Неполно определенное пространство используется -для построения непрерывного геологического пространства, в котором значения свойств вещества каким‘либо способом (например, путем экстраполяции или интерполяции) определены для каждой точки. Такое пространство является полно определенным. Переход от неполно определенного пространства к полно определенному является процедурой построения модели реального геологического пространства. В результате этой процедуры от неполно определенного формального геологического пространства переходим не к реальному геологическому пространству, а к его модели.

По одному и тому же неполно определенному пространству в зависимости от выбранных процедур интерполяции и экстраполяции могут быть получены разные модели, в различной степени соответствующие реальному строению изучаемого геологического пространства. Типичная особенность моделей, обусловленная объективными закономерностями, процесса познания, заключается в том, что ни одна модель не может выразить всех свойств, моделируемого объекта. Всякая модель характеризует объект лишь упрощенно, приближенно. Степень приближения (упрощения) модели зависит от ряда факторов: степени сложности строения объекта, средств (теоретических и технических) осуществления моделирования, количества используемой информации й целей моделирования.

Кроме того, для одного и того же реального геологического пространства можно построить несколько специализированных моделей (в соответствии с упомянутым ранее принципом специализации). Между специализированными моделями можно установить корреляционные отношения, с помощью которых можно корректировать * одну модель по другой, строить модель одной специализации по модели другой специализации и т.ш. Использование этих возможностей способствует получению более адекватных представлений о строении реального геологического пространства. Такой подход довольно широко используется в нефтегазопромысловой геологии, например, когда по данным об изменении проницаемости или гидропроводности объекта (модели одной специализации) судят о продуктивности разных участков залежи (модель другой специализации).

Важный элемент процедуры перехода от неполно определенного пространства к полно определенному (построение модели реального геологического пространства) — проведение геологических границ. До проведения границ формальное пространство является неполно определенным, т. е. значения признаков нам известны лишь в. отдельных точках— пунктах наблюдения. Проведение границ означает разделение пространства на области, внутри которой значения признаков считаются известными для любой точки. В результате пространство становится полно определенным.

Геологическая граница — это любая поверхность (линия или точка в двумерном или одномерном пространстве), проведенная в геологическом пространстве в результате некоторой однозначной процедуры. К геологическим границам, как и к геологическому пространству, применим прин-

цип специализации. Геологические границы специализированы по тому свойству или списку свойств, по которому они выделены. Специализация границы называется ее гео логической,природой. Границы могут быть литологическими, геофизическими, биостратиграфическими и т. п.

Мерность границы на единицу меньше мерности, пространства, в которой она выделяется: в трехмерном пространстве граница будет двумерной (плоскость или более сложная поверхность), в двумерном — одномерная (прямая или линия более сложной формы), в одномерном — точка (тело, не имеющее измерений, нулевой мерности).?

Одни границы существуют в природе, их следует лишь найти и проследить; положение других, хотя и обусловленных распределением вещества , в пространстве, зависит от построений, т. е. от применяемой процедуры их выделения. Есть границы, не обусловленные распределением вещества в пространстве.

Таким образом, геологические границы различаются по мерности, геологической природе и процедуре выделения: по мерности — двумерные, одномерные и нульмерные границы; по геологической природе — бесконечное множество; по процедуре выделения — резкостные, дизъюнктивные, условные первого, второго и третьего типов, произвольные. *

К резкостиым гр аницам относятся естественные , границы, наблюдаемые по резкой смене физических свойств вещества, петрографической структуры и т. п. Таковы, например, поверхности напластования. Резкостные границы полностью определяются распределением значений свойств вещества в геологическом пространстве. Они представляют собой поверхности (линии или точки), при переводе через которые резко изменяются значения отдельных свойств или производных от этих свойств.

Дизъюнктивные границы — границы, связанные с разрывом сплошности геологического пространства. Эти границы могут комбинироваться с резкостными или условными границами (например, нарушенные резкостные границы, нарушенные условные границы первого типа). Дизъюнктивные границы представляют собой тектонический контакт в виде поверхности,- линии или точки. При переходе через такую границу свойства вещества либо могут резко меняться (например, контактируют слои разного литологического состава), либо не испытывают резкого изменения (дизъюнктивная граница представлена трещиной с небольшим смещением или без него).

Положение условных границ.первого типа зависит от распределения значений свойств вещества в пространстве, но определяется оно в зависимости от процедуры проведения границы. К условным границам этого типа относятся поверхности (линии, точки), где отдельные свойства из совокупности свойств, по которым формализовано пространство, принимают некоторые фиксированные значения. Такими значениями являются, например, кондиционные значения пористости или проницаемости, разделяющие нефтенасыщенные породы на группы, в одних из которых нефть будет поступать в скважины при данной системе разработки, а в других нет.

Условная грдница второго типа также связана с распределением значений свойств вещества в геологическом пространстве, но для определения ее положения требуется применить по крайней мере две процедуры, например выделить резкостную геологическую границу и найти положение на этой границе точек со сходными геометрическими характеристиками, которые и определяют местоположение условной границы второго типа. Такой границей будет, в частности,, замкнутая изогипса, определяющая размер антиклинальной складки: изогипса — геометрическое место точек равной высоты над уровнем моря, расположенных нН кровле (или подошве) пласта, являющейся резкостной границей.

Положение условных границ третьего типа также зависит от распределения значений свойств вещества в пространстве. Однако в данном - случае эти свойства истолковываются с помощью ретроспективных реконструкций, что предполагает использование динамических систем и гипотез в соответствии с принципом актуализма. К условным геологическим границам

третьего типа относятся хроностратиграфические границы — поверхности равного времени, однако не биостратиграфические, выделяемые как резкостные. Они же включают границы, выделяемые при палеопостррениях, фациальные нт. п.

Произвольные границы не связаны с распределением свойств вещества. Их положение в пространстве зависит только от поставленных и решаемых задач, обусловлено соображениями удобства, экономической целесообразностью и т. п. Например, прц изучении свойств' коллекторов нефти -и газа пористость и проницаемость пород определяются по образцам керна, поверхность которого может рассматриваться в качестве произвольной геологической границы. К этому типу могут быть оунесены также границы категорий запасов, не совпадающие с какими-либо естественными или условными границами, т. е. проводимые по скважинам.

Основанием для проведения геологических границ (за исключением произвольных) служат данные измерений или определений свойств вещества и распределение их значений в геологическом Пространстве.

; Часть статического геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Мерность геологического тела равна мерности пространства, в котором оно выделяется. В двумерном и одномерном геологических пространствах геологические тела представляют собой части поверхности или отрезки линий. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы. По характеру ограничения геологические тела можно разделить на резкостные, дизъюнктивные, условные первого, второго и третьего типа и ограниченные комбинированными границами.

Геологические тела могут быть простыми и сложными. Простыми называются тела, внутри которых по рассматриваемой совокупности признаков (заданному или выбранному списку свойств) нельзя провести ни одной . естественной или условной границы; внутри с л о ж н ы х тел можно Провести Хотя бы одну такую границу. Геологические тела, среди границ которых имеются и условные границы, называются условными телами.

При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его неусловные или условные простые тела выступают в качестве элементов системы. Поэтому разбиение сложного тела на простые называется э л е м е н- таризацией сложного тела. Элементаризация имеет смысл только в конкретном 4°Рмальнбм статическом пространстве, т. е. может быть произведена только по заданному списку свойств. Элементаризация геологического пространства — необходимая предпосылка его описания.

Таким образом; всякое реальное геологическое тело в процессе исследования рассматривается как достаточно сложная система, состоящая из Подсистем более низкого порядка, представляющих собой также геологические тела, каждое из которых, в свою очередь, представляет собой совокупность подсистем (геологических телу еще более низкого порядка. Конечные звенья этой иерархии систем и подсистем — геологические тела, рассматриваемые в данном исследовании как простые и выступающие в качестве элементарных (элементов системы). Иначе говоря, одно и то же геологическое тело может анализироваться на различных уровнях его структурной организации, а при расширении исследуемой области геологического пространства то же тело может рассматриваться как составная часть (подсистема или элемент) какого-то другого, более крупного геологического тела, представляющего собой систему более высокого порядка.

После выделения тела его следует описать, чтобы иметь возможность выяснять различные практические вопросы, сравнивать с другими телами, классифицировать геологические тела. Последнее необходимо для решения более сложных структурных задач. Например, только после описания пластов (толщ свиты) можно построить стратиграфические колонки, сопоставить разрезы.■.'

При проведении элементаризации сложного геологического тела прежде всего нужно разобраться в естественном строении этого тела, т. е. выявить естественные структурные уровни его организации и изучить тело на уровне,

необходимом для решения конкретной задачи. Например, при рассмотрении терригенных нефтегазоносных пластов выделяются следующие уровни организации.•

Организация на уровне минерального зерна, когда отдельное минеральное зерно выступает как элементарное тело; совокупность таких тел образует систему, называемую торной породой.

Организация на уровне горной породы, когда горная порода определенного . вида (класса), например песчаник или алевролит, залегая в виде тела некоторой формы и размера, рассматривается как элемент более крупной системы, называемой в нефтегазопромысловой геологии продуктивным (нефтегазоносным, нефтегазонасыщенным и т. п.) пластом или горизонтом, либо как элемент ее части.

Организация, на уровне части пласта или горизонта, выделяемой в результате оптимального расчленения объекта, например, с помощью ГСР (см. § 3 гл. UI), когда такие части (песчаные и глинистые полуритмы) выступают в качестве элементов системы,- представляющей собой нефтегазоносный пласт или горизонт. Если пласт (горизонт) объективно на части не делится, то он рассматривается как элемент более крупной системы следующего уровня.

Организация на уровне пласта или горизонта, когда отдельные пласты, насыщенные или не насыщенные нефтью или газом, рассматриваются как элементы системы, которая может представлять собой многопластовое месторождение или эксплуатационный объект.

Таковы структурные уровни, которые естественно (независимо от исследователя и решаемых задач), могут быть выделены в статическом геологическом пространстве, являющемся объектом изучения в нефтегазопромысловой геологии. Нетрудно заметить, что основным фактором, определяющим структуру геологического пространства на любом из уровней, является слоистая симметрия. Чем крупнее рассматриваемая система, т. е. чем выше уровень структурной организации^ тем существеннее роль слоистости. Элементы слоистой структуры (пласты, пропластки, слои и т. п.) выступают как системы более низкого порядка, характеризующиеся и более мелкой слоистостью и невыдержанностью литологической характеристики отдельных слоев, приводящей к их разбиению на плоские тела неправильной формы, что вызывает усложнение слоистой структуры.

При исследовании структуры геологических систем на указанных уровнях их структурной организации не учитываются результаты воздействия на них процессов добычи нёфтш Структура на любом из уровней может быть изучена без учета таких'свойств пород, -как, пористость, проницаемость, неф- . гегазонасыщенносты Однако, как только включаем техническую систему, воздействуя на первичную геологическую систему, процесс их взаимодействия вскрывает особенности, новые черты, ранее неизвестные отношения как между элементами первичной геологической системы, так и между отдельными частями элементов изначальной геологической системы, первоначально представляющихся однородными, неделимыми. Оказывается, во-первых, что породы, характеризующиеся коллекторскими свойствами, в различных частях геологического пространства содержат разное количество нефти (имеют разную нефтенасыщенность), обладают неодинаковой способностью отдавать нефть (имеют разную проницаемость) и т. п. Если изменение пористости (проницаемости) породы-коллектора в пределах единого элемента си’ стемы, рассматриваемого до начала технического воздействия, происходит плавно и на его фоне трудно провести какие-либо границы, то техническое воздействие сразу же позволяет обнаружить существование граничных значений этих признаков, которые разделяют породы на отдающие и не отдающие нефть при данной системе воздействия на пласт. К тому же взаимодействие геологической, технической и экономической систем вызывает необходимость более сложного разделения первично неделимого элемента, представленного нефтенасыщенной породой, на коллектор и неколлектор.

Из указанного выше видно, что при сложном воздействии факторов геологии, техники и экономики геологическое тело, рассматриваемое в некоторых условиях и по одним признакам как простое, в других условиях и по

иным признакам предстает сложным, расчлененным на тела, различающиеся характером поведения для принятой системы разработки пласта. Чтобы установить различия между выделяемыми частями, необходимо разделить первоначально простое геологическое тело на условные тела, для которых можно определить значения того или иного признака. По нему и выполняется разбиение простого тела на части. Здесь начинают использовать понятие такой формальной точки, в качестве которой будут выступать или образец керна, или более крупные части геологического пространства, характеризуемые данными промыслово-геофизических либо гидродинамических исследований.

Таким образом, взаимодействие геологической, технической и экономической систем увеличивает число ступеней структурной иерархии, порождая новый уровень структурной организации геологических тел, которые рассматривали до технического воздействия как делимые лишь на минеральные зерна..,.

Для промыслово-геологических исследований, проводимых в условиях взаимодействия указанных систем, целесообразно выделять следующие уровни структурной организаций геологических систем.

Уровень минерального зёрна.

Уровень, на котором в качестве элемента системы выступает некото- ~рый конгломерат минеральных зерен, "заполняющих часть геологического пространства. Последнее выступает в качестве произвольного геологического тела, называемого образцом горной п о р о д ы. Агрегированность зерен, их существование в виде стабильной совокупности порождают такие свойства горной породы, как пористость, проницаемость и т. п., меняющиеся от .одного образца к другому в пределах части геологического пространства, занятого даннЪй горной породой.

Уровень геологических тел, существование которых проявляется только в процессе взаимодействия геологической, технической и экономической систем. Например, тела, выделяемые на фоне одного и того же литологического типа пород, сложенные породамй-коллекторами и породами-неколлекторами или породами, которые характеризуются разной продуктивностью и т. п.

Уровень горной породы как одной из форм планетарного уровня организации вещества. Уровень части пласта (горизонта), выделяемой в результате процедур оптимального расчленения и корреляции разрезов скважин. Эти части (песчаные и глинистые полуритмы) — элементы системы, в качестве которой рассматривается нефтегазоносный горизонт (пласт) в целом.

Уровень пласта или горизонта как части геологического пространства, к которой приурочены единичные скопления нефти или Газа, называемые залежам и. Пласты и их части являются, элементами систем такого высокого уровня, как многопластовое месторождение или "эксплуатационный объект. ' В настоящее время выделять другиё уровни структурной организации геологического пространства -для промыслово-геологических исследований объективных оснований нет. -

Целесообразно выделенным структурным уровням (или системам, элементами которых являются геологические тела указанных структурных уров- - ней) дать следующие названия.

Ультрамикроструктура—структура горной породы на уровне минеральных зерен.

Микроструктура—структура горной породы на уровне образцов, по которым изучаются ее свойства (литологические, геохимические, геологофизические и т.п.).

Интраструктура—внутренняя структура горной породы, проявляющаяся лишь в процессе взаимодействия геологической и технической систем (при разработке залежи, эксплуатации пласта). Границы тел, образующих интраструктуру, являются, как правило, условными геологическими границами (например, кондиции) и часто проводятся с учетом требований экономики.

Макроструктура —структура пласта или его части на уровне геологических тел, сложенных горными породами, проявляющаяся независимо от целей, задач и условий, в которых она изучается. Как и ультраструктура макроструктура является первичной (генетической) структурой нефтегазоносного

"пласта. Рассмотрение элементов макроструктуры на уровне интраструктуры может считаться усложнением геологической макроструктуры в результате технического воздействия на нее. ~

Метаструктура — структура пласта (горизонта) или эксплуатационного объекта (многопластового месторождения), элементами которой являются нефтегазоносные пласты и их части. '

Следует подчеркнуть, что указанные выше представления об оптимальном расчленении залежей нефти или газа, нефтегазоносных пластов или эксплуатационных объектов на составные -части, основанном на системноструктурном подходе к этим объектам, достаточно четко сформулированы пока лишь для геологического пространства, выполненного терригенными горными породами. Эти представления, очевидно, в значительной части могут быть перенесены и на карбонатные отложения (после некоторого уточнения).

§ 3. Характеристика. изменчивости свойствпри геометризации залежей нефти и газа

Применение любого математического аппарата для определения параметров залежей и оценки их точности Основано на предварительно создаваемой формализованной (математической) модели размещения признака в теле залежи. Модель в каждом случае выбирается не произвольно, а в соответствии с особенностями распределения изучаемого признака в некотором элементарном объеме объекта. Модель должна адекватно представлять поле — размещение признака — и удовлетворять по крайней мере следующим уело-, виям: а)- обладать тем же поведением, что и ее прототип; б) необходимо, чтобы на основе структуры и поведения модели можно было выявить дополнительные черты прототипа, не содержащиеся в явном виде в исходном фактическом материале.

Наиболее общей моделью применительно к изучению геологического объекта при разведке месторождений полезных ископаемых является модель «случайное поле». Принципиальная особенность этой модели заключается в том, что она учитывает не только геологическую характеристику объекта, но и методику его изучения. В качестве собственно функции V в случайной функции выступает ее математическое ожидание. На практике данная функция, как правило, бывает представлена частной реализацией случайного поля, которая в зависимости от условий и метода изучения в пределах одного и того же участка с различной- точностью (представительностью) характеризует действительную функцию размещения признака.

Выявление функции V размещения признака в теле залежи с определенной степенью точности составляет сущность геометризации месторождения полезного .ископаемого.

Традиционная карта в изолиниях математически может быть проинтерпретирована как вероятностная графоаналитическая модель, создающая картину размещения изучаемого признака с определенной степенью точности.

Частной модификацией модели «случайное поле» является статистическая модель, используемая исследователями при случайном размещении признака. Основные положения, на которых базируется применение этой модели, сводятся к следующему.

Процесс разведки представляется многократным 'замером признака в разных частях залежи. Значение признака рассматривается как самостоятельная случайная величина. Группа замеров одного признака в пределах залежи считается статистической совокупностью значений случайной величины, а единичный замер признака — вариантом этой статистической совокупности. Предполагается, это все варианты статистической совокупности представляют собой. отдельные независимые флуктуации значений признака относительно некоторой средней величины, которую в пределе можно рассматривать как математическое ожидание данной случайной величины.

Для такой модели математическое ожидание представляется горизонтальной прямой линией или горизонтальной плоскостью. Карту в изолиниях

для такой плоскости построить невозможно, и она заменяется простым средним значением, вычисленным из частных значений признака по скважинам. Дисперсия частных значений относительно среднего дает представление о случайной изменчивости признака по линии профиля или по площади залежи.

Таким образом, рассматриваемые модели отличаются формой (характером) закономерности, которая может быть выявлена в массе частных замеров. изучаемого признака залежи полезного ископаемого.

Возможны случаи, когда один и тот же признак у разных залежей требует применения различных моделей, благодаря неодинаковому характеру проявления наблюдаемой изменчивости. Однако не исключено, что для изучения одного признака конкретной залежи могут использоваться разные модели на различных стадиях исследования.

В связи с обоснованием математической модели размещения геологического признака в элементарном объеме геометризации принципиальное значение приобретает понятие изменчивости этбго признака. Различается объективная изменчивость, не связанная с методами и результатами измерения, и наблюдаемая, выраженная через измеренные величины. По форме выражения выделяются изменчивости абсолютная и относительная, соответственно связанная и не .связанная с масштабом изучаемого признака и системой отсчета. При решении вопросов геометризации залежей сталкиваются с Наблюдаемой изменчивостью. От того, насколько верно трактуется природа наблюдаемой изменчивости признака, зависит правильность модельного, представления геологического явления или объекта, а следовательно, и правомочность применения соответствующего математического аппарата для его изучения;.

Исходя из математической модели размещения признака «случайное поло Следует, что наблюдаемую изменчивость признака в условиях разведки можно рассматривать как суммарное проявление двух составляющих: случайной и закономерной, связанных между собой существующими геологическими закономерностями в единую неслучайную систему, определяемую формой, размерами и свойствами изучаемой залежи. Элемент закономерности, объединяющий отдельные значения признака,— математическое ожидание случайной функции. Случайная же составляющая изменчивости образует поле рассеяния возможных частных реализаций признака относительно математического ожидания.

Как закономерная, так й, случайная составляющая общей изменчивости обусловлена особенностями морфологии размещения признака в теле залежи, т. е. генезисом геологического образования, а также спецификой методики и задачами изучения залежи. .

В размещении признака всегда можно выделить ряд уровней, отражающих степень детальности строения объекта и степени его изученности.' Внутри каждого уровня размещение подчиняется определенным закономерностям. Так, можно рассматривать цепь локальных поднятий III порядка, осложняющих структуру II порядка (тектонический вал), как закономерность более высокого уровня (III порядка), наложенную на закономерность более низкого уровня (II порядка). Первая в этом случае воспринимается как отклонение от второй. В задачу геологического изучения на том или ином этапе может входить выявление закономерностей только определенного порядка. Если необходимо определить изменчивость n-го порядка, то структурные элементы (п+1)-го порядка воспринимаются как случайные.

Таким образом, изменчивость всякого порядка .может проявляться и как закономерная (по отношению к изменчивости на порядок выше), и как случайная (относительно изменчивости на порядок ниже). Эти соотношения порядка в изменчивости свойственны любым геологическим характеристикам залежей полезных ископаемых, поэтому на практике при геологическом изучении необходимо иметь в виду, в рамках какого уровня, изучается объект, что, в свою очередь, определяется задачами исследования. В настоящее время большинства исследователей склонны рассматривать изменчивость признака как колебательный процесс, причем на каждом структурном уровне

изменчивость свойств может соответствовать представлениям В. А. Котельникова о случайных функциях с ограниченным спектром частот. Тогда изменчивость на всех выделенных структурных уровнях может рассматриваться как композиция колебательных процессов (по амплитудам и периодам колебаний) различных масштабов.

Граница между отдельными структурными уровнями может быть как четкой, так и постепенной, выраженной плавным переходом, например, амплитуд колебаний одного уровня в колебания высшего или низшего уровня. Так, непосредственным объектом изучения в период подготовки нефтяных месторождений к разработке является: залежь, приуроченная чаще всего к, локальной структуре III порядка. Рассматривая общую изменчивость признака (например, гипсометрии) в пределах данной залежи, мы как бы находимся в рамках некоторой полосы- амплитуд, выделяемой из возможного спектра амплитуд изменения признака. Нижней границей выбираемой полосы является амплитуда основного колебания самой структуры III порядка. Это колебание осложнено суммой более высокочастотных колебаний. Сюда входят полуволны изменения признака, амплитуда которых лежит в пределах между амплитудой основных колебаний и колебаниями с амплитудой соизмеримой с величиной погрешности измерения. Амплитуды, которые соизмеримы с величиной Погрешности измерения и поэтому, не выявляются по данным наблюдений в скважинах, представляют верхнюю границу выбираемой полосы спектра амплитуд.

В процессе изучения объекта по мере уплотнения сетки скважин полуволны (полупериоды) изменения признака разной длины и амплитуды вскрываются последовательно в соответствии с уменьшением расстояния между скважинами. Наблюдаемая закономерность в изменении признака выявляется постепенно по мере дополнения ее новыми полуволнами. Иначе говоря, закономерная составляющая общей изменчивости все время увеличивается Сумма полуволн, оставшихся невыявлёнными, входит в случайную составляющую общей изменчивости, которая все время уменьшается в долевом отношении за счет возрастания закономерной. Количественная оценка случайной составляющей изменчивости в любое время процесса разведки с вероятностных позиций дает представление отечности выявленных закономерностей изменения признака на этот момент.

Таким образом, в составе закономерной составляющей наблюдаемой изменчивости присутствуют:

колебания низшего структурного уровня — выявленный наблюдениями тренд размещения признака;

колебания изучаемого структурного уровня, представленные некоторой выявленной цикличностью или периодичностью изменения признака.

В состав случайной составляющей наблюдаемой изменчивости обычно, входят:

частные колебания изучаемого уровня, не выявленные данной сетью наблюдений;

невыявленные колебания более высоких структурных уровней;

технические (методические) погрешности определения признака в точке наблюдения.■

Случайная изменчивость уменьшается в процессе изучения за счет сокращения первой й второй компонент,, и в пределе (при бесконечном увеличении плотности сетки скважин) стремится к абсолютной величине третьей компоненты. В соответствии с этим общая погрешность построения разреза -или карты снижается с увеличением плотности сетки скважин за счет уменьшения погрешности интерполяции и в пределе стремится к величине погрешности измерения признака в точке наблюдения.

Таким образом, модели одного и того же размещения признака в зависимости от изученности могут переходить от размещения случайного типа к закономерному. Отсюда следует, что и численные характеристики изменчивости должны быть связаны с изученностью размещения (интервалом разведки) и отражать динамику указанных выше переходов изменчивости из одного вида в другой.

Изменчивость любой кривой колебательного характера определяется средними значениями амплитуды А и периода Т колебаний, а также связанностью значений признака в смежных точках кривой. Используемые на практике показатели изменчивости отражают эти элементы размещения признака. Показатели, оценивающие только амплитуду колебаний (стандарт, размах, средние последовательные разности разных порядков), называются статистическими. Показатели, учитывающие- кроме амплитуды и период колебаний, оцениваемый интервалом / сети наблюдений, называются геометрическими.

Наиболее распространенным статистическим показателем оценки абсолютной изменчивости является стандарт:.

<VIL1)

где {xj(t=l, n)—ряд наблюдений изучаемого признака х, а относительная изменчивость — коэффициент вариации (в %)

у = 4- 100.(VII.2)

х

Стандарт связан £ оценкой средней амплитуды колебаний признака а соотношениями о»0,7а при выдержанности амплитуд и. о>0,7а в случае неустойчивого колебания признака.

Применение оценок ,о и у в качестве показателей изменчивости имеет ограничения, поскольку наблюдения должны быть непрерывны, случайны, независимы, равноточны и подчинены нормальному закону распределения. Нарушение этих условий, особенно наличие тренда или циклической составляющей, делает результаты неслучайными и статистически зависимыми, что приводит к смещению оценки о на величину

О» Г 1-4(0

где к (/) — нормированный момент автокорреляции.

Если условия применения стандарта выполняются, получают хорошую оценку абсолютной изменчивости по направлению, площади или по объему. Стандарт, освобожденный от закономерной составляющей, используется для оценки величины технических ошибок, точности карт и т. п.

Основной Недостаток стандарта — отсутствие учета периода колебаний — в значительной степени устраняется в показателях, основанных на последовательных разностях I и II порядков, учитывающих порядок следования точек в ряду наблюдений признака, т. е. автокоррелированность ряда. Вычисленные показатели при разных интервалах сети наблюдений получают функцию изменчивости и, таким образом, характеризуют динамику проявления различных ее составляющих. Наиболее типична предложенная 3. Д. Низ- гурецким структурная функция

_' 1п-1

(до* - тгг 3 ^+1 -х^-2 ^<V1L3>

где (Д')2—абсолютная оценка наблюдаемой изменчивости признака.

Структурная функция тесно связана с автокорреляционной А(/), Являющейся относительной оценкой изменчивости:

(Д') - 2 [А(0) -A (I)].

Здесь ^(0) —значение автокорреляционной функции при /=0.

Структурная и автокорреляционная функции позволяют найти соотношение между случайной и закономерной составляющими наблюдаемой изменчивости, установить предельные расстояния к, начиная с которых значения признака в соседних точках можно считать независимыми и т. п. Аналог структурной функции — предложенная Ж. Матероном (1968) вариограмма

■ тЛ0 = -^^£р/(* + 01-/Ю)’Л.

где f(x), f(x+/) — значения признака, измеренные на расстоянии /; L — . длина анализируемого профиля размещения признака.

Приведённые выше характеристики изменчивости не учитывают неравномерность сети наблюдений, которая может смещать показатель изменчивости до 25—30 % по сравнению с равномерной сетью. Неравномерность сети наблюдений учитывает геометрический показатель В. А. Букринского (1965). Сложность,закономерных изменений признака оценивается как отношение длины кривой размещения признака к ее проекции:

(VII.4)

D д

где У» dk — длина кривой размещения признака, mm;D ="

(fe)

гипотенуза прямоугольного треугольника, с катетами равными длине проекции L кривой /Си размаху R, мм; pij—1 : Afz — масштаб по оси интервалов (1 мм соответствует Mi метров); ц0 = 1: Мс — масштаб по оси значений признака (1 мм. отвечает Мс единиц значений признака).

Оценка изменчивости признака, предложенная В. М. Гудковым (1971), основана на раздельном учете следующих составляющих: линейной 5Л , случайной 52л и природной S2p. Линейная изменчивость характеризует закономерное изменение признака (тренд); случайная — технические и методические погрешности определения признака в-точках наблюдения; природная—• циклическую колеблемость более высоких порядков, чем изменчивость, описываемая линейной составляющей. Общая изменчивость включает характеристики

Общая изменчивость может быть вычислена по формуле

. so=t~I>-W'<V!L5>

где п —количество наблюдений в ряду (профильном разрезе); Xt —хг+1— разность между членами ряда наблюдений при расстоянии между ними, равном Zo.

От, характеристики изменчивости можно перейти к средним квадратическим погрешностям профильного разреза по формуле

^О^ + ^ + ^Пр-

где шл — средняя квадратическая погрешность разреза за счет перегибов линейной изменчивости; тл = 0,011/2/.L2 2 Д^; А,—разность наклонов профиля в точках, перегиба; L — длина профиля; т2л— средняя квадратическая погрешность, обусловленная случайной изменчивостью;т^п = 0,67 52л; zn2p —

средняя квадратическая погрешность, определяемая природной изменчивостью; тпр— ^пр; к — коэффициент, связывающий структурные элементы разреза (амплитуды и длины полуволн изменения признака) с погрешностями его воспроизведения в любой точке.

Особую ценность данная методика имеет для оценки определения погрешностей карт структурных и изопахит при решении задач оценки точности нахождения параметров и подсчета запасов, поскольку наличие связи между структурными элементами изменчивости (по профилям) и погрешно-

Lj। ,।।:।г ,,।I—1л1—1

О 1000200030004000.500060001,м

Рис. 58. Кривые зависимости средней квадратической погрешности профильных разрезов эффективной мощности от среднего, расстояния между скважинами

Шифр кривых см. в табл. 14

стями профильных разрезов (а через них и карт) позволяет использовать эти элементы для прогноза погрешностей карт по мере повышения степени изученности месторождения.

, В соответствии с моделью интерпретации профильных разрезов изменения . признака как набора полуволн разного порядка-с периодами Т и амплитудами Л, кривые погрешностей профильных разрезов характеризуются различными темпами нарастания с последующей стабилизацией на некотором постоянном уровне. Темпы нарастания погрешностей и уровень стабилизации определяются основными структурными элементами профилей и их численными характеристиками. На рис- 58 показаны кривые средних квадратических погрешностей профильных разрезов v эффективной мощности продуктивных пластов ряда нефтяных месторождений. Они характеризуются постепенным нарастанием погрешностей и при расстояниях между скважинами, равными 4—6 км, еще не стабилизируются. На исходных профилях этой группы наблюдаются значительные (5300—7800 м) длины полуволн (табл. 14).

Уровень стабилизации погрешностей отчетливо связан с амплитудами осредненных полуволн профильных разрезов (см. рис. 58, табл. 14).

Таким образом, численные параметры структурных элементов могут служить надежными критериями для выбора кривой, которая соответствует конкретным условиям залежи, находящейся в разведке. Если по данным разведки удается хотя бы приближенно определить структурные элементы модели размещения признака, то по элементам можно подобрать соответствующую кривую погрешностей и прогнозировать погрешности на любую наперед заданную плотность сетки скважин. Этот прием позволяет оценивать точность карт размещения признака, а через них — соответствующих параметров и запасов нефти в залежах на ранних стадиях разведки, когда другие методы определения погрешностей еще нельзя применять из-за недостатка информации.

Рис. 59. Кривые зависимости средней квадратической погрешности карт эффективной нефтенасыщенной мощности

Месторождения и продуктивные пласты: / — Ватинское, А-1 среднее значение эффективной нефтенасыщенной Мощности А—3,8 м; 2 — Западно-Сургутское, Б-1, А=4,7 м; 3 — Соснинско-Советское, А-1, А=18 м; 4 — Ватинское, Б-8, А—13,5 м; 5 — Самотлорское, А-1, А=22,3 м; 6 — Западно-Сургутское, Б-IQ, А=13,5 2<’. 7—Ватинское, А-2, А=7,8 м; 8 — Самотлорское, А-2, А= 12,7 м

Таблицам

Характеристика средних структурных элементов профильных разрезов эффективной мощности

Шифр , кривой на рис. 58

Месторождение

Пласт

Амплитуда осредненной полуволны, М

Длина полуволны, м

7

Мухановское

Cl

25

6700

6

Коробковское

Бб

23

6500

1

Жирновское

Bi

18

7500

1'

>

Ei

Г5

7800

5

Мухановское

Дн

13

5300

4

Бавлинское

Дт

10

5600

3

Жирновское

Ббщ

- 7 "

5000

2

»

Ебп

3

5000

месторождениях значениям мощ-месторождениях значениям мощ-среднимсредним88т2, Мт2, М/2/210106644Кривые зависимости квадратической по-Кривые зависимости квадратической по-Рис. 60. среднейРис. 60. средней30005000 <М30005000 <М2 10002 1000На практике встречаются ситуации, когда исходные данные не позволяют выявить порядок величин, Характеризующих структурные элементы модели. В этих случаях следует перейти на более низкий уровень количественного обоснования аналогии. В частности, замечено, что структурные элементы профильных разрезов мощности нефтеносных пластов коррелируются со средними значениями этого параметра и, таким образом, среднее значение мощности включает информацию о возможной колеблемости признака. Так, при. анализе кривых на рис. 59 можно заметить общую закономерность увеличения средней квадратической погрешности тн карты размещения признака водноименных пластах на разных площадях сувеличе- • нием мощности h. Расположение кривых погрешностей пласта А-1 на Ва- тинском (/), Соснинско-Советском (3) и Само относительно друг друга примерно соответств ности. Одинаковый вид имеют кривые для пласта А-2 на Ватинском (7) и Самотлорском (3) месторождениях, где средние значения мощности также близки между собой. При любых способах расчётов кривых погрешностей необходимо учитывать возможное наличие закономерностей в размещении при- * знака, не участвующих в образовании погрешностей. В аналитических методах'это достигается специальными формулами, , позво; ляющими выразить закономерную составляющую изменчивости и вычесть ее из величины общей изменчивости [Гудков В. М., Фурсов А. Я., 1971 г.].

месторождениях значениям мощ-

месторождениях значениям мощ-

средним

средним

8

8

т2, М

т2, М

/2

/2

10

10

6

6

4

4

Кривые зависимости квадратической по-

Кривые зависимости квадратической по-

Рис. 60. средней

Рис. 60. средней

30005000 <М

30005000 <М

2 1000

2 1000

грешности профильных разрезовструктурной поверхностиШифр кривых см. в табл. 15грешности профильных разрезовструктурной поверхностиШифр кривых см. в табл. 15В экспериментах по разрядке плотной сети та же. цель достигается особыми приемами. Например, для получения кривых погрешностей структурных карт применяется «неслучайная» разрядка профилей. Она заключается в том, что при любой редкой сети сохраняются точки наблюдений (скважины), расположенные на своде структуры. Таким образом, свод при разрядке никогда не про- Пускается. Такая «неслучайная» разрядка профилей, сохраняющая при каж- . дом шаге разрядки основные черты строения структуры (полуволну низкого порядка "или тренд), имитирует работу геолога, использующего для структурных построений наряду с данными бурения сейсмические карты. Благодаря этому процессу снятия закономерности составляющей кривая погрешностей структурной поверхности пласта отражает структурные элементы более высокого порядка, которые на стадии составления сейсмической карты обычно- не выявляются и при разведке обнаруживаются в составе случайной составляющей общей изменчивости.

грешности профильных разрезовструктурной поверхности

Шифр кривых см. в табл. 15

грешности профильных разрезовструктурной поверхности

Шифр кривых см. в табл. 15

Связь между характером кривых погрешностей профильных разрезов и численными характеристиками структурных элементов показана на рис. 60 и в табл. 15, из которых видно, что уровень кривых погрешностей структурных карт определяется в основном амплитудами элементов, осложняющих основную структуру. Так, кривые 1 и 2 резко расходятся, поскольку амплитуды - осложняющих куполов различаются в 2 раза, хотя характеристики основной структуры на анализируемых профилях совпадают и по амплитуде, и по длине полуволны. Наоборот, при совпадении амплитуд осложняющих структур кривые 3 и 4 близки между собой. Анализ кривых, приведенных на рис. 61, позволяет сделать вывод, что кривые погрешностей для одного и того же пласта на разных площадях при различных размерах структур аналогичны. Так, для продуктивного пласта А-1 наблюдается' сходство кривых по МегионсКому (/), Самотлорскому - (2) и Ватинскому (4) месторождениям. По более глубозалегающему горизонту Б-8 аналогичны кривые на Мегионском (9) и Ватинском (/0) месторождениях. Это дает основание

считать, что на ранних стадиях разведки, когда структурные элементы выявляются с трудом, в качестве приближенного критерия для выбора зависимости погрешностей т$ структурных карт от расстояний между скважинами может быть принята приуроченность продуктивных пластов к одному стратиграфическому горизонту. По-видимому, в данном районе были такие условия формирования структурного плана, что, несмотря на большое различие в размерах структур низкого порядка, структурные элементы высоких порядков оказались одинаковыми.

Рис. 61. Кривые зависимости средней квадратической погрешности структурных карт Месторождения и продуктивные пласты: /— Мегионское, А-1; 2— Самотлорское, А-1; 3 — Западно-Сургутское, Б-1; 4 — Ватинское, А-1; 5— Самотлорское, А-2; 6 — Ватинское, А-2; 7 — Правдинское, Б-6; 3 — Западно-Сургутское, Б-10; 5 — Мегионское, Б-8; 10 — Ватинское, Б-8

'Табл и ца 15

Характеристика элементов профилей, описывающих структурыпродуктивных отложений

Шифр кривой на рис 60

Месторождение

Пласт

Ампли-. туда основной структуры, м

Длина полуволны основной структуры, м

Средняя амплитуда осложняющих элементов структуры, м

Средняя длина осложняющих элементов структуры, м

1

Мегионское

А-1, А-2

42

10 500

10

2500

2

»

Б-8

42

12 000

20

4000

3

»

Б-8

70

14 000

32

4000

4

Западно-Сургутское

Б-10

60

15 500

32

3500

Виды и методы графического моделирования ' размещения свойств залежей

Графическая модель залежи или месторождения создается путем последовательного построения и комплексного анализа разрезов скважин, корреляционных схем, профильных разрезов и карт различного назначения. Ка- честно последних существенно зависит от • подноты и "надежности первичной геологической документаций, которая частично выполняется непосредственно на месте производства работ, иногда в затрудненных условиях по частям (интервалам бурения, отбора керна, опробования и т. п.). В связи с этим важно соблюдать определенные- требования к качеству документации.

Основные требования состоят в том, что наблюдаемые факты должны быть точно отображены в записях, на схемах; отбор образцов керна следует производить равномерно, чтобы с необходимой полнотой, охарактеризовать разновидности пород, при документации опробования должны быть отражены технические условия проведения работ и т. п. Большое значение имеет единообразие ведения первичной геологической документации, что достигается применением специальных форм, бланков, которые облегчают работу и повышают производительность труда. ...

Составляемые на этой основе графические материалы должны быть по возможности простыми, метричными и наглядными. Метричность чертежа — свойство, обеспечивающее простоту измерения линейных и . угловых величин, которые характеризуют геологическое строение залежи. Н аг. л я д н о с т ь ю чертежа называется качество, дающее наиболее полное пространственное представление о форме залежи или месторождения.

' Важное условие унификации геологической документации и графических построений — единая система / условных знаков, которая должна отражать многообразие геолого-технических условий проведения геологоразведочных работ и в то же время быть компактней, обеспечивать необходимую конт- •растность и четкость условных обозначений. При создании такой системы необходимо предусматривать возможность трансформации одного знака в другой по мере изменения изображаемого объекта. Так, основным знаком для обозначения скважины принимается кружок,1 который затем дополняют другими элементами в зависимости от категории скважины и ее состояния. При изображении сочетания горных пород на условные знаки основной породы наносят элементы условных знаков другой. породы. Плотность знаков должна примерно отражать интенсивность наложенных процессов и содержание материала, показанного на знаке. В одном контуре допустимо сочетание не более трех условных знаков. На карте знаки установленных контуров залежей вычерчивают. толстыми линиями, а предполагаемых —более тонкими. При изображении линий выклинивания пласта или линий сбросов (взбросов) штрихи направляют в сторону отсутствия пласта или опущенного крыла структуры. У надвигов зубчики направляют в сторону надвинутого крыла, цифры над знаком сдвига обозначают величину горизонтального перемещения в километрах. ’'

На рис. 62 приведены примеры условных знаков для картографических материалов, составляемых при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. На чертежах, носящих иллюстративный характер, допускаются упрощение знаков и меньшая их дифференциация..

Основные виды графического отображения свойств залежей, которые воспроизводят взаимоотношения между различными элементами геологических тел, т. е. характеризуются метричностью,—геологические профильные разрезы и карты. Разрезы скважин и корреляционные схемы -представляют собой вспомогательные элементы геометризации, поскольку они решают лишь некоторые задачи моделирования объекта: расчленение его на отдельные элементарные части, прослеживание взаимосвязи этих частей без отражения их пространственных взаимоотношений. .■

Профильные разрезы, являющиеся самостоятельными видами геометризации, могут быть использованы и как вспомогательные элементы для

Категория скважин

Сое

гояние скважин

Проектные

З^КОН’ ценные

тании"

Опорные

△

А

А

Параметрические

[Э

О

Ж

@

Структурные

6

4

4

4

Поисковые

О

♦

ф

ф

Разведочные

о

ф

Эксплуата - ционные

о

о

а

Ф

СКбАЖИЙЫ

ЭЛЕМЕНТЫ КАРТ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Внешний контур нефтеносности

Внутренний контур нефтеносности

Внешний контур газоносности

Внутренний контур газоносности

Линия выклинивания

Граница несогласного залегания пород,зоны размыва горизонта, СВИТЬГ.ТОЛцГИ

Зона слияния пластов

контур поверхности соляного штока или выступа фундамента

Контур структур! порядка

Контур структур П порядка

Разрывные тектонические нарушения. а-установленные,6-предполагаёмые

Сброс

Взброс

Надвиг

Сдвиги а-правосторонние, б-левосторонние

ГОРНЫЕ ПОРОДЫ

Брекчии, щрбень

Конгломераты^равелиты,галечмици

Пески ,песчанистость

Алевриты, алевролиты

Глины, аргиллиты

Глинистость известняк

Доломи!

~т~г

Мел

Мергель1

А А А А А

Ангидрит .ангидри тизация

V V V V V

Гипс,загипсованность

+ +

каменная соль,засоление

If И II

Кремнистые породы ^диатомит.опока, трепел,радиоляриты и кремнистость)

Кристаллический фундамент

® ®

Железистая Ролитовая порода

Уголь

► ► .

Горючие и сильнобитуминознще сланцы--

V V

Кора выветривания

Л 0. б Uul

Зоогенный и зоодетритовый материал

% %

Фитогенный и фитодетритовый материал

=ь=

Бмогермные и рифогенные образования

Известняк раздоломичивания

1=1=1

Оолиты

Углистость

ААД ▲ А

Битуминозность

С1У

нефтенасыщенность

ж

Газонасьнценность

п

Пирит

с

Сидерит

г

Глауконит

*

Фосфорит

КаверноЗность

V /

Трещиноватость

Су туры ^тилолиты, ларастилолит^г

Фауна

L±J

Флора

Граница фациальных замещений

Рис. 62. Примеры условных знаков

построения других видов графического отображения геологических объектов, например блок-диаграмм и карт сложных поверхностей. -

Геологические профильные разрезы позволяют в масштабе показать форму залежи и ее положение среди окружающих пород в любых сечениях, направления которых определяются конкретными задачами изучения объектов. В зависимости от размеров объекта изучения и сложности его строения профильные разрезы строят либо в одном вертикальном и горизонтальном масштабах, либо в различных. В последнем случае горизонтальный

СЗ

®. » @ Q ЕЯ гEQs ggggz |vvv |S ^Qs |\)® НЬЭ|»

Рис. 63. Геологический профильный разрез (по М. А. Жданову)

/ — песок; 2 — нефтеносный песок; 3 —глина; 4 — алевролит;, 5 —доломит; 3 —известняк; 7 — песчаник; 8 — гипс; 9 — мергель; 10 — тектоническое нарушение; // — скважина

масштаб бывает намного мельче вертикального (искаженные профильные разрезы).

Профили вычерчивают с определенной ориентировкой относительно стран света, располагая слева направо: юг — север, юго-запад — северо-восток, запад— восток, северо-запад — юго-востОк.

Вначале проводятся горизонтальная линия, соответствующая уровню моря или другой отметке, и рейки, служащие вертикальным масштабом и ограничивающие разрез. На горизонтальную линию наносят точки, фиксирующие положение скважин в выбранном направлении; через точки проводятся вертикальные линии, на которых вычерчиваются разрезы скважин или проекции разрезов. Разрезы скважин наносят в неизмененном виде в том случае, если профильное сечение проходит через вертикальную Скважину. Разрезы скважин, лежащих в стороне от профиля или искривленных, проектируют на плоскость профиля. Такое геометрическое проектирование разрезов скважин на профильное сечение делают только в тех случаях, когда

7 Заказ № 1049 193

нормальный разрез отложений не меняется на расстоянии от скважины до профильного разреза. - ' .

В случае заметных изменений фациальных условий или мощностей свит и горизонтов в указанном интервале необходимо предварительно построить по двум-трем скважинам короткий профиль, секущий основной профиль На нем будет отражено изменение литологии или мощности вскрытых свит. На основной профиль в этом случае наносится разрез со вспомогательного короткого профиля, с линии пересечения его с основным профилем.

После воспроизведения на плоскости профиля разрезов скважин приступают к построению собственно геологического профиля путем проведения геологических границ с учетом представлений об особенностях строения площади. . .

Рис. 64. Проектирование разрезов наклонных скважин на плоскость профиля в зависимости от соотношения направления профиля, кривизны скважины и простирания пород а—г — проекции стволов скважин в плане; и'^г' — то же, на плоскости профиля; У, 3 — соответственно устье и забой скважины в плане; /—V — точки пересечения оси скважины с реперными поверхностями в плане; У', S'/V'—V'— проекции по простиранию на профиль устья, забоя и реперных точек ствола скважины; хъ х2, . . ., Хр Уь №, .. ., У|—координаты реперных точек на плоскости профиля

При вычерчивании профильных разрезов не изображают всех данных, приводимых на разрезах скважин, а ограничиваются в основном проведением стратиграфических границ, границ отдельных пластов, отображением разрывов, а также залежей нефти и газа. Выделенные стратиграфические горизонты обозначаются общепринятыми индексами, в отдельных случаях раскрашиваются или штрихуются. На крупномасштабных профильных разрезах показывают конструкцию скважин.

При сопоставлении разрезов скважин на профильном разрезе особое внимание уделяют последовательности залегания слоев. Нарушение нормальной ' последовательности или выпадение из разреза отдельных слоев и пачек свидетельствует о наличии тектонических нарушений или стратиграфических несогласий. Такие аномалии должны быть зафиксированы в каждой скважине, чтобы по сочетанию их положений в пространстве можно было установить характер нарушения или несогласия (рис. 63).

Проектирование разрезов скважин на плоскость профиля производится как по простиранию, так и по падению слоев. Способ выбирается в зависимости от соотношения направлений плоскости профиля и простирания пород.

При проектировании разрезов вертикальных скважин на профильный разрез по простиранию этот разрез в неизмененном виде с сохранением отме-

ток наносится на линию проектирования на профиле, а при проектировании таких скважин по падению их разрез также переносится в неизмененном виде, но с иными отметками горизонтов. В этом случае поправка за наклон пластов A/i вычисляется по формуле

AA=±/tga,(VII.6)

где I—расстояние от скважины до профиля по линии падения (восстания); a — угол падения пластов.

Проектирование разреза наклонной (искривленной) скважины на вертикальную плоскость профиля (рис. 64) проводится с помощью характерных точек разреза скважины (реперов, границ отдельных толщ и т. п.) методом координат. На профиле за ось абсцисс принимают линию уровня моря, за ось ординат — вертикаль, проходящую через устье скважины, если оно лежит на линии профиля или проекции устья скважины на линию профиля. Устье переносится на профиль путем проектирования его по простиранию или по падению пластов.

На инклинограмму предварительно наносится положение профиля, затем определяется расстояние (в масштабе инклинограммы) от устья скважины или ее проекции на профиль до проекции любой точки на линию профиля по простиранию или вкрест простирания. Найденные абсциссы переносятся на профиль в соответствии с его горизонтальным масштабом.

Ординаты ^i, у2, ■.., yi вычисляются по отметкам глубин, установленным по каротажной диаграмме или другими методами, и замерам кривизны по формулам

Hi=Lt-&U gi^Ht-гь(УИЛ)

где Нг — глубина по вертикали любой точки скважины от ее устья; Lt— измеренная длина участка скважины от ее устья до данной точки; ALi—суммарная поправка за кривизну; гг — отметка устья скважины.

При использовании наклонных скважин для различных построений вначале необходимо по инклинограмме определить, величину горизонтального смещения забоя скважины. Если величина смещения в горизонтальном масштабе профиля не превышает 2 мм, то им мджно пренебречь и скважину считать практически вертикальной.^ Однако в значения глубин необходимо , вносить поправки за кривизну скважин. В случае значительно искривленных скважин (горизонтальное смещение забоя составляет 1000 м) рекомендуется строить инклинограммы в масштабе 1 : 1000 или 1 :2000 для получения компактных чертежей.

Особенности проектирования точек разреза скважин-параллельно простиранию пород зависят от типа искривления скважины (в одной нлоскости или пространственного), направления искривления и положения скважины относительно профиля. При наличии искривления скважины в плоскости, параллельной простиранию, на геологическом профиле все точки разреза скважины проектируются с учетом поправок за кривизну на вертикаль, проходящую через устье скважины (см. рис. 64,а')- В случае же искривления скважины в-плоскости, совпадающей с профильным сечением, точки разреза скважины, полученные проектированием методом координат, лежат в плоскости профиля на линии, которая соответствует действительной форме искривленной скважины (см. рис. 64,6').

Если искривление скважины произошло в плоскости, ориентированной произвольно, то точки разреза скважины проектируются в соответствии с рис. 64,в, в', г, г'.-

При пространственном искривлении скважины абсцисса каждой точки определяется как расстояние от устья скважины (см. рис. 64, s, в'), или от проекции устья скважины на линию профиля (см. рис. 64, а, г'^ до проекции проектируемой точки на линию профиля. Ордината любой точки определяется по формуле (VII.7).'

Проектирование геологических разрезов искривленных скважин вкрест простирания осуществляется способом, аналогичным проектированию по

простиранию. Ось ординат (основная вертикаль) в этом случае на плоскости профильного сечения проводится через точку, соответствующую на плане проекции устья скважин на линию профиля вкрест простирания. Ордината каждой точки определяется по значениям глубины с учетом поправки за кривизну скважины, а также поправки за наклон пласта, определяемой по формуле (VII.6). На. практике Д/i часто определяют по структурной карте, как разность в абсолютных отметках пласта между действительным положением точки и проекции ее на профиль.

Рис. 65. Зависимость искажения на профильных разрезах от соотношения горизонтального и вертикального масштабов (слабодислоцирОванные слои)

Профильные разрезы: а —неискаженный (п=1), б —искажение допустимое (л=5), , в — искажение выше допустимого (п-20)*

При построении и чтении искаженных профильных разрезов степень искажения п определяется отношением вертикального масштаба В к горизонтальному F и может приниматься равной 2; 5; 10; 25; 100; реже 250; 500; 1000.

На Искаженных профильных разрезах действительные условия залегания могут существенно изменяться из-за увеличения кажущихся углов падения и кажущегося уменьшения (тк) мощностей свит, если их измерять нормально к напластованию. Однако при соблюдении определенных правил искаженный профильный разрез полностью отражает фактические данные как об углах падейия, так и о значениях мощностей свит.

Влияние степени искажения на вид профиля показано на рис. 65. На профильном разрезе, составленном без искажения (см. рис. 65, а), условия

залегания находятся в нормальном соотношении, однако здесь не видны детали разреза отложений ввиду ограниченной мощности слоев. Сильно искаженный профиль (см. рис. 65, в) дает возможность отразить мелкие детали разреза, вследствие чего вместо спокойного залегания пластов видны резкие дислокации, а мощности характеризуются пережимами на крыльях. Допустимое искажение (см. рис. 65, б) позволяет отражать детали разреза и не преувеличивает резко изгибов слоев.

- Отсюда возникает понятие допустимого искажения п, которое определяется условием т — тк<0,01 т, т. е. отклонение на чертеже мощности тк по нормали к напластованию от мощности т по вертикали должно быть меньше 0,1 т. '

Допустимые искажения п профильных разрезов в зависимости от истинных углов а падения пород при условии т— mK<0,lm приводятся ниже:

ап

0° 01'—0° 10Л. . . . >200

0° Ю'—0° 20'. ... 100

0° 20'—0° 30'.... 50

0°' 30'—1° 30'.... 25

1° 30'—3° 00'... . 10

3°—6°......5

6°—15°......2,5

15°—25°......2

>25° 1

Искаженный профильный разрез позволяет определять истинные условия залегания пород и углы падения, измерять истинные мощности. Истинная мощность для платформенных' условий с малыми углами падения пород на искаженном профильном разрезе определяется по вертикали.

Искаженные профильные разрезы строятся по значениям вертикальной мощности отложений, которые в платформенных условиях соответствуют истинной мощности. На этих разрезах кажущиеся мощности уменьшаются пропорционально углам падения, поэтому на сводах и мульдах мощности изображаются большими,'чем на крыльях.

На практике помимо точно построенных искаженных профильных разрезов— чертежей вычерчивают профили-схемы по произвольным правилам, например с сохранением постоянной мощности. Истинный условия залегания " пород по такому профилю не могут быть определенц.

Для более наглядного отображения Геологического строения месторождения строятся блок-диаграммы, являющиеся аксонометрическим изображением объекта изучения в трех плоскостях. Блок-диаграммы строятся в косоугольной или прямоугольной проекции. В первом случае (рис. 66, а) фронтальная плоскость 2 вычерчивается без искажения. Построение начинается с проведения горизонтальной прямой, от которой под некоторым углом (30; 45; 60°) проводится основание боковой плоскости 3. На фронтальной плоскости вычерчивается геологический профильный разрез без искажен нйя, на остальных плоскостях — с искажением. Степень искажения может быть различной, обычно в пределах 0,4—1,0. Нанесение искаженных рисунков упрощается при наличии системы квадратов на неискаженных профилях и карте' и искаженных квадратов на плоскостях блок-диаграммы.

Блок-диаграммы в. прямоугольной проекции (см. рис. 66, б) строятся несколько иначе. Из точки Я, лежащей на горизонтальной линии, опускается перпендикуляр АВ, соответствующий переднему фронтальному ребру блок- диаграммы. Из точки А проводятся грани изображаемой блок-диаграммы под углом 30° к горизонтальной линии, степень, искажения по всем направлениям равна 0,82. В случае, показанном на рис. 66, б, блок-диаграмма представляет собой куб, все стороны которого равны между собой. Нанесение рисунков на плоскости куба аналогично описанному выше. Таким образом, блок-диаграммы удовлетворяют основным требовайиям, предъявляемым

к чертежам: наглядности и возможности измерения свойств изображаемых элементов геологического строения.

Помимо блок-диаграмм строятся блок-схемы, представляющие собой пространственное отображение корреляционных схем. При их построении не придерживаются строгих правил искажения разрезов, разрезы скважин размещаются на чертеже без соблюдения масштабов их действительного расположения, но так, чтобы они были хорошо видны и не закрывали друг друга. Этим повышается наглядность изображаемого, однако теряется возможность измерения взаимоотношений между отдельными элементами строения данного объекта. Применение блок-диаграмм и блок-схем весьма перспективно для графического отображения участков залежей, на которых лро- водятся опытные или экспериментальные, работы. Блок-схема опытного участка залежи показана на рис. 67.-

Рис. 66. Блок-диаграммы

Основным графическим документом при создании модели месторождения являются карты различного назначения. На геологических картах показывается распространение стратиграфических подразделений на уровне какой-нибудь условной или реальной существующей поверхности, например регионального размыва. Выделенные стратиграфические подразделения различаются по условным знакам или по цвету. На крупномасштабных картах указываются элементы залегания пород.

Карты в изолиниях используются для количественной характеристики изменчивости свойств. Более схематичную, картину изменчивости свойств изображают картами (схемами) в условных знаках.

Структурные карты строятся по кровле (подошве) пласта или по поверхности литологических разностей пород, стратиграфических несогласий, тектонических нарушений и т. п. Формы залегания картируемой поверхности отображаются изогипсами»— линиями равных высот от уровня моря. Изогипсы проводятся через определенные вертикальные интервалы, называемые сечениями, которые принимаются различными в зависимости , от условий залегания пород и достоверности представлений о структурных формах. Простые структурные формы строятся по известному методу интерполяционных треугольников. Для построения структурных карт сложных форм, когда изогипсы пересекаются (опрокинутая складка) или разрываются (сброс), используется метод профилей, позволяющий расчле-

нить сложную поверхность на топографические поверхности одного порядка, для каждой из которых изогипсы не будут пересекаться.

На рис. 68 показана методика построения структурной карты опрокинутой антиклинали. Поверхность складки разделена на зоны нормального крыла, обращенного крыла и мульды. Для каждой зоны проводятся изогипсы с доведением их до разграничивающих линий; построенные в каждой зоне изолинии сопрягаются между собой на линиях разграничения зон.

Рис. 67. Блок-схема участка залежи

/ — песчаник; 2 —алевролит; 3 — известняк; скважины; 4 — добывающая; 5—нагнетательная

В случае изображения' антиклинали, осложненной сбросом или взбросом,г необходимо проводить изолинии раздельно для ненарушенных частей структуры и сбросовой поверхности (рис, 69). Точки пересечения одноименных изогипс структуры и сброса определяют положение линий сбросовых нарушений. При сбросе образуется зона зияния, или отсутствия, пласта, в случае взброса —зона перекрытия или сдвоенного пласта (рис. 70).

При доразведке месторождения часто верхние горизонты бывают разбурены большим числом скважин (разведочных и разработочных), а нижние

значительно меньшим числом главным образом разведочных скважин. Вместе с тем несовпадение структурных этажей месторождения не позволяет прямо переносить структурные планы верхних горизонтов на нижние. В этих условиях для повышения надежности структурных карт по нижним малоизу-i

Рис. 68. Построение структурной карты опрокинутой антиклинали, разбитой на простые топографические поверхности

а — профильные разрезы, совмещенные с планом по нулевым линиям; б — структурная карта; зоны: / — нормального крыла, //—обращенного крыла, /// — мульды; / — границы зон; изогипсы; 2 — 1 зоны; 3 —II зоны; 4—III зоны

ченным горизонтам прибегают it методу схождения. Сущность его сводится к следующему/ Вначале строится структурная карта верхнего горизонта по большому числу' скважин, затем карта изохор — вертикальных расстояний между верхним горизонтом и нижним, вскрытым ограниченным числом скважин. Карта изохор совмещается со структурной картой верхнего горизонта, в точках пересечения карт вычисляются отметки нижнего горизонта путем вычитания значений изохор из отметок изогипс верхнего гори-

Рис. 69. Построение по профильным разрезам структурной карты брахиантиклинальной 'складки, осложненной поперечным сбросом.

й — профильные разрезы, совмещенные с планом по нулевым линиям; б — структурная карта - (залежь заштрихована, линии разрыва пласта найдены по точкам пересечения одноименных горизонталей - Пласта и поверхности смещения); в —продольный профиль-

■, ный разрез, построенный по структурной карте '

Рис. 70. Построение по профильным разрезам структурной карты брахиантиклинальной "■ складки, осложненной поперечным взбросом

а — профильные разрезы, совмещенные с планом по нулевым линиям; б — структурная ' карта; в — продольный профильный разрез, построенный по структурной карте

зонта. Пример построения такой карты приведен на рис. 71. Метод схождения применяется в основном для платформенных условий.

Структурные карты дают наглядное изображение форм подземного рельефа, позволяют провести в пространстве границы залежи' и определить ее размеры, облегчают вычисление глубины скважины до того или иного горизонта.

Рис. 71. Построение структурной карты с помощью карты схожденияа —структурная карта по кровле верхнего горизонта; б —профильный разрез с не,-, согласным залеганием горизонтов Л и Б; в — карта схождения (изменения мощности толщи, разделяющей горизонты Л и Б); г — стоуктурная карта по кровле нижнего горизонтааРис. 71. Построение структурной карты с помощью карты схожденияа —структурная карта по кровле верхнего горизонта; б —профильный разрез с не,-, согласным залеганием горизонтов Л и Б; в — карта схождения (изменения мощности толщи, разделяющей горизонты Л и Б); г — стоуктурная карта по кровле нижнего горизонтаа

Рис. 71. Построение структурной карты с помощью карты схождения

а —структурная карта по кровле верхнего горизонта; б —профильный разрез с не,-, согласным залеганием горизонтов Л и Б; в — карта схождения (изменения мощности толщи, разделяющей горизонты Л и Б); г — стоуктурная карта по кровле нижнего горизонтаа

Рис. 71. Построение структурной карты с помощью карты схождения

а —структурная карта по кровле верхнего горизонта; б —профильный разрез с не,-, согласным залеганием горизонтов Л и Б; в — карта схождения (изменения мощности толщи, разделяющей горизонты Л и Б); г — стоуктурная карта по кровле нижнего горизонтаа

Помимо структурных карт методом изолиний строятся карты других параметров залежей, в частности мощности, а также некоторых характеристик процесса разработки, например пластового давления (карты изобар).

При построении карт в изолиниях выбор сечения изолиний должен производиться с учетом характера изменчивости признака и степени проявления отдельных ее составляющих. Когда в наблюдаемой изменчивости размещения признака преобладает закономерная составляющая, а случайная составляющая существенно ниже закономерной (о чем можно судить по

величине коэффициента автокорреляции между смежными точками наблюдения, который будет близок к единице), высота сечения изолиний должна выбираться исходя из масштаба карты и требуемой детальности изображения. Высота сечения изолинии (в мм) может быть определена по формуле

h = aN tg а (VI 1.8) . 1000

где а — минимально допустимое расстояние между "изолиниями карты, мм; N — знаменатель численного масштаба карты; а — средний угол наклона крыльев структуры. .

. Этот случай и формула (VII.8)' характерны для структурных карт с большими углами наклона крыльев, составляющих несколько десятков градусов, т. е. для геосинклиналей. ■ . '

Когда случайная составляющая изменчивости сопоставима с ее закономерной составляющей, выявленной данной сетью наблюдений, высота сечения должна соизмеряться с мерой случайной изменчивости. Если высота сечения значительно меньше наблюдаемой случайной составляющей изменчивости, то возникает видимость высокой изученности объекта. Необоснованное увеличение высоты сечения относительно указанной изменчивости не позволяет отобразить изучаемую поверхность с достигнутой точностью. С достаточной степенью приближения высоту сечения можно выбрать йриближенно с помощью неравенства „

h^tpa^, ’ (VII.9)

где Ос л — мера случайной составляющей изменчивости на данном этапе изучения объекта; tp — квантиль закона распределения погрешностей определения картируемого признака (погрешностей карты) при доверительной вероятности Р. " , ,

Если при нормальном законе распределения (погрешности'карт распределены по нормальному закону) принять за доверительную вероятность Р=0,95, то tP=2. Это значит, что изолинии при значениях h, рассчитанных по. формуле (VII.9) при Р=0,95, не меньше чем на 95 % будут отражать закономерность. размещения признака и лишь на 5 % — случайную составляющую общей изменчивости.

Мера случайной составляющей изменчивости (Тел в формуле (VIL9) аналогична погрешностям карт, о которых говорилось выше, поэтому кривые на рис. 58 и обобщенные графики зависимости, погрешностей карт от плотности сетки скважин (см. гл. XII) можно использрвать для расчета высоты сечения изолиний. Так, судя по рис. 58, при "расстояниях между скважинами 500—600 м погрешность карт .эффективной мощности можно считать равной примерно 1 м. Отсюда следует, что высота сечения й=2 м [по формуле (VI 1.9)] будет достаточно уверенно отражать закономерности изменения мощности и не будет показывать случайную изменчивость признака. Этот пример показывает также, что применяемые иногда - на практике сечения карт значений эффективной или эффективной нефтенасыщенной мощности, равные 1 м, не оправданы и приводят к мнимой детализации размещения данного признака. ' .

■ Расчетные значения высоты сечения, получаемые для поверхностей разной изменчивости при различной плотности сети наблюдений, следует округлять до целых чисел, кратных 2 м для карт мощности и 5 м для структурных карт. "

Если мера случайной составляющей изменчивости превосходит наблюдаемую закономерность,, т. е., когда закономерности размещения признака . еще не выявляются, построение карт в изолиниях нецелесообразно. Подобна ситуация часто встречается в нефтепромысловой практике с такими параметрами, как мощность сильноменяющихся коллекторов, пористость, проницаемость и другие свойства, которые помимо существенной объективной изменчивости характеризуются еще и большими погрешностями определения значений указанных признаков в отдельных скважинах.

\

Судить о степени изученности залежи, при которой наблюдаемая изменчивость воспринимается как случайная, можно по тем же кривым погрешностей в зависимости от расстояний между скважинами (см. рис. 58). Существенное выполаживание кривой погрешностей соответствует изученности, не выявляющей закономерностей. По кривым Погрешностей можно для аналогичных пластов приближенно определить плотность сети скважин, начиная с которой целесообразно строить карты в изолиниях.

Рис. 72. Карта-схема распределения мощностей коллекторов пласта С-П Арланского нефтяного месторождения (по Э. М. Халимову и др.)

/ — участки замещения коллекторов плотными породами; 2 — участки с мощностью коллекторов 0—8 и; 3 — то же, 8—16 м; 4 — внешний контур нефтеносности

Для пластов, пр которым при данных плотностях сеток скважин не уда*- ется установить закономерностей йзменения свойств, рекомендуется .вместо карт в изолиниях строить карты-схемы н условных знаках. Такие карты нашли широкое распространение в геолого-промысловом анализе. На них показываются распространение, коллекторов различной продуктивности, характер изменения гидропроводности, влияние .закачки и другие характеристики процесса разработки. Основным элементом карты-схемы является поле той или иной формы, в пределах которого признак может изменяться в определенных статистически обоснованных пределах. В зависимости от количества и достоверности наблюдений в отдельных скважинах величина интервала изменения признака может быть разной. Границы между полями рассматриваются как условные (рис. 72).

При построении карт-схем большое значение имеет априорный учет общих закономерностей распространения коллекторов с учетом их генезиса.

т. е. выявление направлений повышенных и пониженных значений мощности, чередования и ориентировки зон отложения песчаного или алевролитового материала и т. п. Примером может служить схематическая карта на рис. 73. Карты-схемы часто применяются и в тех случаях, когда необходимо отобразить качественные признаки объекта, например литологические разности пород или типы разрезов по взаимосвязи между разными прослоями.

Рис. 73. Схематическая карта распространения коллекторов разной продуктивности пласта ба горизонта Д1 Ромашкинского месторождения (по И. П. Чоловскому) / — высокопродуктивные коллекторы; 2 —.малопродуктивные коллекторы; 3 —непроницаемые породы; 4 — границы площадей

, § 5. Методы построения карт на ЭВМ

Построение карт связано с интерполяцией исходных данных. Интерполяция иногда производится на основе недостаточно обоснованных моделей, на интуитивном уровне, и поэтому в целом этот процесс плохо поддается формализации.-

В общем виде точность решения задач интерполяции зависит от следующих факторов:.-

свойств приближаемой функции <р(х, у);

шага измерений Ах, Ау и расстановки узлов исходных значений в области интерполяции;

величины случайных погрешностей наблюдений;

свойств приближающей функции ф(х, z/) и заданной величины е |ф (хь yi) — ф (xf, у,)| < е;

качества реализации алгоритма, возможности фильтрации случайных погрешностей, погрешностей округления.

Не зная априори свойств функции ф(х, у), нельзя однозначно восстановить ее по дискретным значениям ф(х«, z/i). Если функция ф(х, у) определена в точках наблюдения, то ее поведение между узлами можно определить разными способами, причем значения могут сильно различаться. Для того чтобы получить оценки точности интерполяции, необходимо сделать некоторые предположения о свойствах интерполируемых величин — об их принадлежности к некоторому классу и о значениях параметров, характеризующих этот класс.

В настоящее время нет конструктивных критериев для определения классов функций, соответствующих геологическим процессам. Имеется лишь возможность замены истинных свойств геологических признаков такими классами функций, которые достаточно хорошо приближают их, т. е. близки к ним по некоторому набору характеристик, и позволяют определять значения параметров, необходимых для оценок..

Критериями оценок применяемых методов интерполяции могут быть следующие [Аронов В. И., 1977]:

точность на определенном классе функций, возможность проведения теоретических оценок точности при некоторых необходимых предположениях о свойствах функции ф (х, у);

устойчивость к погрешностям измерений, возможность эффективной фильтрации этих погрешностей;

устойчивость относительно структуры сети исходных данных;

устойчивость параметров вычислительной процедуры по отношению к изменению уровня сигнал/прмеха, параметров, характеризующих «сложность» функции ф(х, у) относительно значений Ах, Az/ и непосредственно связанная с этим простота определения параметров вычислительной схемы;

технологичность алгоритма.

Реализовано большое число различных алгоритмов восстановления геологических полей по их значениям в отдельных точках наблюдений. Все алгоритмы являются модификациями основных способов интерполяции, широко используемых в геологии. Главные особенности способов описаны ниже. Не-, обходимо заметить, что алгоритмы восстановления полей используют регулярную сеть точек (обычно квадратную). Это обусловлено тем, что при разработке машинных алгоритмов квадратная сеть исходных данных более удобна, так как позволяет упростить и стандартизировать последующие вычислительные процедуры.

Способ линейной интерполяции. Реализуется традиционный способ линейной интерполяции между ближайшими точками наблюдений. Этот наиболее простой алгоритм обладает рядом существенных недостатков. Неясно, как получить оптимальную сеть треугольников с помощью ЭВМ. Очевидно, что результаты могут быть различными; какой же вариант сети лучше, формальным способом определить пока не удается. Кроме того, сам алгоритм построения сети непересекающихся треугольников плохо поддается формализации. В зависимости рт начальной точки М(х0, z/o) будут получаться различные сетки треугольников и соответственно разные изолинии. Особенно сильно это различие проявляется, на участках редкой сети наблюдений. Способ линейной интерполяции в настоящее время на ЭВМ практически не применяется, и его следует рекомендовать лишь для получения материалов , в наглядной графической форме при предварительном анализе.

Способ сеток. Полагают, что приближаемая функция ф(х, у') удовлетворяет уравнению Лапласа:

02фд2фдх2ду*102фд2фдх2ду*1= 0.= 0.(VII.10)(VII.10)

02фд2ф

дх2ду*1

02фд2ф

дх2ду*1

= 0.

= 0.

(VII.10)

(VII.10)

Для таких функций, называемых гармоническими, может быть решена единственным образом следующая задача: найти функцию, гармоническую в области D, принимающую_на ее границе S непрерывные заданные значения и непрерывную в области D=D+S.

Зная значения гармонической функции ф(х, у) на границе 5 области, можно определить ее значения во всей области D. При этом гармоническая функция в области D, где справедливо равенство (VII.10), не может принимать значений, больших чем ее максимум на границе S области, и меньших, чем ее минимум на той же границе. ' ,

Область D покрывается равномерной сетью узлов. В граничных узлах, наиболее близко прилегающих к границе S, на основании граничных условий устанавливаются значения искомого решения. Используя уравнение Лапласа в конечных разностях

Ф(^ f) = ^-(ф (х 4-а, У) + Ф(х—Л У) + Ф(*, У + Л) + Ф(*, У —ЭД, 4

(VII.11)

получают систему конечно-разностных уравнений. Порядок системы зависит от размеров области D и величины шага сетки А: чем меньше h, тем точнее результат.

Таким образом, задавая в граничных точках значения фл(х/, д0 = =ф8(х<, У^, где фя(Хг, у<)—значение функции ср в точке границы S, ближайшей к соответствующему граничному узлу, решают систему конечноразностных уравнений:

Фь/ = V (Ф?—I, / 4- Фя-1, / 4~ Фь /-14- ФЬ /+11- (VII.12) 4

В результате получают значения ф,, j во всей области D, которые можно считать результатом интерполяции величин фв(х, д'), заданных на границе S. За начальное (нулевое) приближение можно взять любую систему чисел, однако целесообразно ограничить их значения неравенством

тшф(х, у) ^ Ф° ^ max ф (х, у). (VII.13) s s

С целью использования информации, заданной внутри области D, считаются граничными и внутренние точки области, ближайшие к точкам наблюдений или совпадающие с ними. При решении системы уравнений итерационным способом значения в этих точках, как и в точках, действительно расположенных на границе, не изменяются. Такая__ модернизация приводит к тому, что все экстремальные значения функции ф(х, у) могут быть приурочены только к пунктам наблюдений ф(хг-, д,). Это означает, что величины функции ф(х, у) в промежутках между узлами исходных значений ф(хъ д<) всегда меньше их значений в этих узлах.

Недостатками способа сеток являются зависимость результатов интерполяции в любой области от заданных на границах этой области значений функции. В общем виде выполнение такого условия для геологических полей представляется сомнительным. Далее результаты интерполяции значительно зависят от шага сетки h. Пока нет критерия выбора величины h, кроме утилитарной меры — времени расчета на ЭВМ.

Способ полиномиальной интерполяции. По значениям функции при неравномерной сети наблюдений строится на всей площади алгебраический полином вида

т т—к

От^.^-Ц Г С»Ж (VII.14)

6=0 /=0

где т — степень полинома; С — коэффициенты.

Очевидно, что такой подход имеет практический смысл лишь при сравнительно простом характере приближаемой функции, так как в противном случае приходится конструировать полиномы слишком больших степеней. Помимо общеизвестных вычислительных трудностей, связанных с плохой обусловленностью систем нормальных уравнений высоких порядков, это приводит к неравномерному приближению на различных участках.

Поскольку производится приближение- в среднем, в отдельных точках, которые могут быть информативными, разность Qm(Xi, yt) —ф(х<, yt) может достигать недопустимо больших значений. Повышение степени полинома приводит к сокращению этих разностей, но тогда становится слишком неустойчивым поведение полинома между узлами.

Важной положительной особенностью приближения полинома является возможность простого и удобного .использования дополнительной информации [Аронов В. И., 1977]. Например, если картируемая величина корреляционно связана с какой-либо другой, известной на всей площади характеристикой, то включение последней в аппроксимирующий полином в качестве независимой дополнительной переменной приводит к повышению- точности интерполяции.

Полиномиальную интерполяцию на Всей площади используют в основном для изучения региональной составляющей изменчивости геологических полей и аппроксимации простых структурных форм. '

Более распространен другой вариант полиномиальной интерполяции, заключающийся в следующем. Средний квадратический полином строится в каждой расчетной точке по исходным узлам, расположенным в некоторой ее локальной окрестности — окне, причем для ослабления влияния удаленных точек вводится функция веса измерений, убывающая от центра (расчетной точки) к периферии.

Например, необходимо вычислить значение геологического признака в точке M(xQ, уо). Ограничим ее областью точек Р'={(хг, yj}, которые удовлетворяют условию,

У(*о-^)2 + (Уо-У<)2(V1L15)

т. е. находятся внутри круга радиусом R:

Каждой (-й точке присваивается тем больший вес Р<; чем она ближе к точке М. Точка М принимается за начало координат. По значениям в точках, удовлетворяющих условию (VII.J5), рассчитывается полином второго порядка:

Qa (•*» У) = Су + С^х + С2у + С3х2 -|- С^ху -}- С5уа.(VI 1.16)

После вычисления значения ф в точке М начало координат сдвигается в следующую точку равномерной сети, расчеты повторяются и т. п.-

Вес Pi является функцией расстояния ^ = У^хгхо)2+(^Уо)2 . и должен быть равен нулю, когда dt=R. Величина Pt определяется как

р гг'л ’

где V — константа.

Большего сглаживания можно достигнуть при использовании формулы

(

п2 \JV

где коэффициент 6 определяется опытным путем.

На основе опытных данных установлено оптимальное значение V=2. Значение R в расчетах должно быть постоянно. Оно выбирается экспериментально для каждого участка, по обязательно таким, чтобы внутрь круга

попало не менее шести точек —по числу коэффициентов уравнения полинома второго порядка.

В некоторых алгоритмах степень - полинома при аппроксимации в окне выбирается таким, чтобы выполнялось неравенство

Um 4- 1) (т + 2)]/2 < N,(VII. 17)

где V — число точек в окне..■

Предполагается, что сеть наблюдений соответствует сложности картируемого признака. Размер окна в процессе вычислений сужается до тех пор, пока в нем не останется столько точек, сколько необходимо для построения полинома заданной предельной степени. При переходе к следующей точке восстанавливается заданный размер окна и такой анализ повторяется снова (т. е. окно Опять начинают уменьшать).

Можно также учитывать неравноточность замеров. С этой целью вес умножается на некоторую оценку достоверности наблюдений; в результате аппроксимирующая функция, будет «подтягиваться» к значениям узлов с большими весами.

Иногда можно также проводить функцию ф(х, у) через некоторые опорные точкй, т. е. при условии

Ф(*Л М=Ф(*ь М(VII.18)

Повышение точности интерполяции требует, увеличения степени полинома или же сокращения размеров окна. Но при заданной степени полинома т возможность сокращения окна существенно ограничивается "неравномерностью исходной сети, так как для. построения однозначно разрешимой системы нормальных уравнений необходимо, чтобы в окно попадало не менее чем [(m+1) (т+2)]/2 узлов.

Серьезным недостатком* способа полиномиальной интерполяции является его чувствительность к расположению исходных точек в окне. Возникающие при этом эффекты частично подавляются функцией веса, однако полностью исключить их не удается. При резко неравномерном расположении точек вместо интерполяции производится экстраполяция, что снижает точность. Периферийные точки могут оказывать преимущественное влияние по сравнению с более информативными, но малочисленными центральными.

В заключение заметим, что теоретический подход к вопросам выбора степени полинома* размеров окна и веса измерений в зависимости от характера приближаемой функции, уровня .помек и структуры исходной сети пока не разработан, поэтому' эти параметры часто определяются эмпирически по результатам модельных расчетов. Используемый при. полиномиальной аппроксимации метод наименьших квадратов обеспечивает минимум погрешностей лишь в самих пунктах наблюдений, а не в области приближения. Тем не менее при сравнительно равномерной исходной сети и небольшом уровне помех интерполяция полиномами методам наименьших квадратов производится с приемлемой точностью.

Способ оптимальный интерполяции. Для восстановления . параметров объекта, заданного с большой неопределенностью, используются методы теории случайных функций. G целью применения этих методов для задач нефтепромысловой геологии необходимо сделать предположение, что поля геологических характеристик нефтяного пласта или их отклонений от математических ожиданий обладают- свойством, аналогичным свойству стационарности временных случайных функций./

Так как правомочность подобного допущения не доказана, то рассматривается восстановление полей не самих параметров, а полей отклонения пара- мётров от их математических ожиданий, которые с большей уверенностью можно считать однородными и изотропными.

Под оптимальной интерполяцией понимается интерполяция', при которой средняя квадратическая погрешность определения параметров в любых точках области М минимальна.

Величина отклонения параметра в точке m fm"fm ^т* где /^ — отклонение параметра f в точке т от элементарного математического ожидания; 1™— значение элементарного математического ожидания в точке т; fm — конкретное значение параметра в той же точке.

Для определения /^ составляют линейную комбинацию отклонений параметров по всем скважинам:

п

X=ZP^<vn.i9)

1=1

где Рг—весовые множители, подлежащие определению.

Задача оптимальной интерполяции заключается в таком подборе весовых множителей Pt, чтобы средняя квадратическая невязка равенства (VII.19) была минимальной для любых точек поля.

Е=М^-Др/?у.(VII.20)

Здесь М — математическое ожидание.

Чтобы найти весовые множители Pt, нужно знать корреляционные функции Kf (if) и Kf(mi) на расстояниях

Р = /(yF-^V^F-^; р = /(У^Ут^+Х^ — ^т)2 •

Для нахождения весовых множителей Pt составляется система уравнений

2 Pf(t7)P/=|if(mO. 2, 3п, (VM.21) /=1

где y-iVn, V-t(mO — нормированные корреляционные функции параметра f для соответствующих расстояний.

Недостаточность исходных данных для нахождения корреляционных функций параметра f затрудняет применение рассматриваемого способа восстановления поля, впервые использованного в нефтепромысловой геологии Ю. Е. Батуриным (1966).

Способ восстановление полей с помощью периодических функцйй. Поверхность поля признака можно воспроизвести путем использования разложения значений признака в ряды Фурье [Воронов- ский В, М., Максимов М. М., 1976 г.]. Распределение коэффициентов ряда Фурье по частотам будет характеризовать сложность поверхности.

Решение задачи основано на обобщении теоремы Котельникова (теоремы отсчетов) в двумерных координатах. Такое решение позволяет получить математические выражения, связывающие расстояния между скважинами, изменчивость геолого-промыслового показателя и точность воспроизведения поля., . .

Чтобы оценить точность построения поля данным способом, не нужно знать истинное поле, относительно которого определяется точность. Используется спектр частот признака, который находится по фактическим замерам признака и с Некоторой достоверностью характеризует изменчивость поля. Точность воспроизведения поля связана с ограничением количества высокочастотных составляющих в спектре частот.

Сомнительно, чтобы в основе изменчивости большинства геологических признаков могла быть четкая периодичность изменения геологических усло-

вий. Поэтому, как и в случае тренд-анализа,. с помощью данного способа возможно лишь выделение региональных (низкочастотных) периодических составляющих изменчивости признака, а не восстановления поля, т. е. не построение карты.

Способ сплайн-функций. Хотя этот способ достаточно сложен J для своей реализации требует большой и сложной программы, в. настоящее время он считается наиболее эффективным способом восстановления полей признаков [Сидоров А. Н., 1976. г., Волков В. А., 1976 г.]. А. М. Волковым (1976 г.) выдвинута гипотеза, согласно которой геологические тела принимают форму, соответствующую минимуму кривизны. Частицы осадка, например, под действием рилы тяжести стремятся занять положение, характеризующееся минимумом потенциальной энергии, следовательно, границы геологических 'тел удовлетворяют минимум поверхности. Для минимальных поверхностей, натянутых на заданный контур, доказано равенство нулю интеграла от их средней кривизны. Так как основное свойство сплайнов — свойство минимальной кривизны, в этом усмотривают сходство сплайнов с геологическими поверхностями."

Для построения сплайн-поверхности может использоваться как прямоугольная сеть исходных данных, так и произвольная. Способ расчета заключается в сведении задачи выбора приближающих функций к задаче линейного или квадратического программирования.

В одном из алгоритмов [Волков В. А., 1976 г.] сплайн-функция строится на триангулированной области и используются значения в вершинах треугольников. Основные особенности этого алгоритма сводятся к следующему:

поверхность приближается непрерывной функцией, совпадающей в заданных точках" с приближаемой поверхностью; приближающая функция имеет в среднем минимально возможные углы наклона;

учитывается имеющаяся информация об углах наклона поверхности в ряде точек;

можно приближать поверхности с разрывами, для чего следует от- , казаться от условия непрерывности функции по любой ломаной линии, звеньями которой являются ребра треугольников;

Нет ограничений на число исходных точек и сложность поверхности, так как процедура допускает «склеивание» сплайн-функции по произвольной ломаной линии. Под «склеиванием» понимается сохранение непрерывности сплайн-функций и их первых частных производных в точках ломаной, по которой соприкасаются области определения функции.

При реализации рассматриваемого способа восстановления поля используются линейные, квадратичные, кубические и дважды кубические сплайн- функции. Выбор той или иной сплайн-функции пока не формализован и в значительной мере произволен, что является одним из существенных недостатков способа. Другими, мейее важными недостатками сплайн-функций являются: .

сплайн-поверхность обязательно проходит Через точки исходной сети измерений, что не позволяет осуществлять процесс фильтрации с целью устранения помех;'

невозможна экстраполяция данных сплайн-поверхностей.

Тем не менее способ сплайн-функций представляется; в настоящее время наиболее обоснованным как с формальной стороны, так и с геологических позиций и в будущем будет, по-видимому, наиболее эффективным способом восстановления геологических полей.'

Электронно-вычислительные машины используются также при построении схематических карт и планов, показывающих границы распространения определенных геологических свойств нефтеносных пластов, например размещение .песчаников и алевролитов по площади месторождения. Трудности решения данной задачи связаны больше с программированием, чем с алгоритмизацией самого процесса. Поэтому здесь они не рассматриваются. Не рассматриваются также алгоритмы построения, например, карт состояния разработки нефтяных залежей. Эти задачи не связаны с восстановлением геологических полей и больше предназначены для составления иллюстративных схем.

Глава VIII

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ НЕОДНОРОДНОСТИПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Основные задачи и уровни изучения неоднородности

Проблема неоднородности горных пород на разных уровнях структурной организации вещества, заполняющего геологическое пространство, и при различных термодинамических условиях фундаментальна как для геологии и геофизики вообще, так и для отдельных их разделов, в том числе для нефтегазопромысловой геологии.

Правильная организация разведочных работ и подсчет запасов нефти и газа, нахождение оптимального варианта разработки и выработка наиболее эффективных мероприятий по ее регулированию, поиски путей повышения нефтеотдачи и продление срока безводной эксплуатации скважин, интерпре-. тация результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин — вот далеко не полный перечень задач, успешное решение которых существенно зависит от наших знаний неоднородности объектов разведки и разработки.

При разработке определения понятия «геологическая неоднородность» необходимо иметь в виду, что геологические объекты характеризуются иерархической структурой, причем число структурных уровней, на котором возможно рассмотрение того или иного объекта, может быть обусловлено его природой или какими-то иными причинами.

Геологические объекты характеризуются множеством свойств, специфичных с точки зрения распределения их значений в геологическом пространстве, что порождает широкое разнообразие представлений о неоднородности одного и того же объекта, зависящих от того, по какому свойству (или совокупности свойств) мы будем изучать неоднородность. Множественность возможных уровней рассмотрения геологического объекта порождает множество типов, а множественность свойств, которые присущи объекту, порождает множество видов неоднородности.

Исходя из иерархичности строения геологических объектов, говорить об их неоднородности вообще, очевидно^ смысла не имеет. Определение геологической неоднородности должно содержать указание на объект, о неоднородности которого идет речь.

Определение геологической неоднородности должно включать указание на цели и задачи исследования. - ' '

Геологические объекты характеризуются иерархическим строением, когда элементы систем одного уровня структурной организации вещества при рассмотрении их на другом уровне сами выступают как системы. Совокупности свойств, которыми могут быть охарактеризованы геологические тела, выступающие в качестве элементов систем на разных уровнях, от уровня к уровню удлиняются, т. е. число свойств, которым^ могут быть охарактеризованы элементы систем, от уровня к уровню возрастает..

Следовательно, чем выше уровень структурной организации геологического вещества, тем больше возможностей для выбора свойств, по которым можно осуществить элементаризацию геологического пространства. Очевидно, для выявления структуры. изучаемой геологической системы список свойств, по которым будет произведена элёментаризация,. необходимо. устанавливать с учетом решаемой задачи. Признак (свойство), выбранный таким образом, будем называть базисным. Например, при подсчете запасов нефти, если требуется просто определить количество содержащейся в залежи нефти, в качестве базисных признаков должны быть выбраны пористость, нефтенасы- щенность и нефтенасыщенная мощность пород и по этим признакам должны, быть выделены геологические тела, являющиеся ловушками нефти или газа и определяющие их число. . .

Система, элементами которой являются геологические тела, выделенные по базисным признакам, очевидно, наилучщим образом отвечает цели исследования и характеру задач, решение которых необходимо для достижения этой цели. Однако соблюдение требования, чтобы в каждой формальной точке измерялись все свойства из одного и того же списка, по экономическим или каким-либо другим соображениям не всегда выполнимо. Так, отбор керна и гидродинамические исследований проводятся, как правило, в ограниченном числе разведочных и добывающих скважин, а промыслово-геофизическими методами исследуются все скважины, пробуренные на изучаемый объект. Это позволяет проводить корреляцию между косвенными признаками и базисными и тем самым получать информацию о базисных признаках в тех точках, где они непосредственно не измерялись.

Число базисных признаков не может , и не должно быть большим. Это, как правило, один-три признака. Число косвенных признаков всегда больше и тем больше, чем выше уровень организации геологического вещества, на котором рассматривается структура. Это создает возможность для выявления структуры по базисному признаку использовать любые косвенные признаки или их комбинации. Общеизвестно, что определение значений одних свойств горных пород по другим даёт результаты, характеризующиеся ограниченной точностью, и для разных косвенных признаков эта точность различна. Это относится и к базисным признакам. - .. ' '

Следовательно, используя для выявления структуры, которая соответствует конкретной цели, значения базисных признаков, определенных па значениям косвенных признаков, будем получать в большей или меньшей степени разные конечные результаты каждый раз, как только сменим косвенные признаки, по которым определяются значения базисных. Другими. словами, в зависимости от того, какие косвенные признаки коррелируются нами с базисными, какова при этом теснота связи и насколько правильно мы описали ее форму, мы будем получать разные модели одной и той же структуры, которой характеризуется геологическое пространство, специализированное по базисному признаку.

Прежде чем начать изучение неоднородности геологического тела, выделенного по тем или иным признакам, необходимо четко определить структурный уровень, на котором будет изучаться строение этого тела, с которого начнется отсчет неоднородости, т. е. установить (или выбрать) порядок размеров тех геологических тел, которые будут рассматриваться в качестве элементов изучаемой системы. В ряде случаев этот порядок задается условиями наблюдений или измерений (измерение пористости или проницаемости пород в лаборатории Но образцам стандартного размера), в других .случаях его необходимо обосновать в соответствии с.-условиями исследований.

Базисные признаки, на основе которых выделяются элементарные геологические тела, могут носить как качественный, так и количественный характер. Это существенной роли не играет, так как качественные признаки (на- прймер, литологические) могут быть охарактеризованы количественно, например, с помощью рангов.

Иерархичность геологических систем Дает возможность выбрать способ описания элементарных геологических тел на соответствующем уровне структурной организации: на каждом структурном уровне (кроме самого нижнего) . мы можем элементарное тело рассматривать как далее неделимое и характе- ' ризовать его однйм числом; либо рассматривать его как совокупность геологических тел более низкого уровня, которые сами характеризуются одним числом, а характеристика их в совокупности выступает как характеристика элементарного тела более высокого уровня организации. В последнем случае отдельному элементарному Телу (элементу изучаемой системы) не только может быть поставлено в соответствие одно единственное значение базисного признака, но и установлен строго определенный класс (интервал) значений одного или нескольких базисных признаков.

Если область пространства внутри простого (или сложного) геологического тела рассматривается как совокупность (множество) элементов, каждому из которых ставится в соответствии некоторое единственное значение

froro' или иного геологического признака, то эту область называют полем .геологического признака, или геологическим полем. Элемент структуры может характеризоваться одним числом, что обусловлено особенностями применяемой методики наблюдений или методики обработки поступающей информации. В первом случае значения признака замеряются непосредственно на теле (пористость кусочка породы в лаборатории или некоторого объема пород в скважине, определяемая по данным промысловой геофизики). Во втором случае единственное значение признака, приписываемое телу, вычисляется из результатов определения этого признака в отдельных точках как среднее значение или по некоторой формуле (например, как запасы нефти одной залежи). В этом случае мы все множество значений, которые имеют признак в объеме геологического тела, принятого в качестве элемента некоторой системы, заменяем одним значением, т. е. фактически неоднородное тело рассматриваем как однородное.

Методы графического и аналитического отображения неоднородности пласта

Под неоднородностью понимается свойство нефтяного пласта-коллектора,- обусловленное изменением его структурно-фациальных и литологических простых свойств, оказывающих влияние в основном на движение пластовой жидкости к забоям скважин й подлежащих учету при установлении потенциальных возможностей нефтяного пласта. Неоднородность бывает литологическая, гранулометрическая, упаковочная, цементационная, минеральная, проницае- мостная, пористостная, объемная и площадная.

Для изучения неоднородности нефтяного пласта по распространению используются различные методические приёмы. Проводится обширный комплекс исследований, в котором важная роль отводится детальной корреляции продуктивного пласта (см. гл. III).

Простота геометрии получаемых геологических моделей пласта в результате корреляции не описывает часто всей сложности реальных пластов и может приводить к ошибочным представлениям об их строении. Это оказывает влияние на точность построений карт распространения по выделенным, интервалам, а следовательно, и на величину коэффициента охвата пласта процес- - сом вытеснения, определяемого по упомянутым картам. Поэтому очень важно выбрать рациональную величину интервала при равномерном рассечении продуктивного пласта поверхностями, параллельными поверхности опорного репера. Известно, что при таком изучении продуктивного пласта возникают трудности при определении присутствия коллектора (неколлектора) в тех интервалах, где он распространен не полностью.

Проведенные исследования показали, что, как правило, наибольшие отклонения расчетных мощностей от фактических наблюдаются для слоев, соизмеримых с размерами заданных сечений. При увеличении размера сечения отдельные тонкие слои коллектора (неколлектора) могут сливаться с выше- или нижележащими слоями в один более крупный слой, утратив .свое первоначальное значение, или могут выпасть из разреза полностью, ухудшив фактическую характеристику разреза скважин за счет искусственного увеличения его непроницаемой (проницаемой) Части.

Исходя из сказанного следует, что нельзя рекомендовать для любых горизонтов только одну величину сечения. Выбор сечения зависит от геологи- 'хческих особенностей строения пласта и особенно от степени его расчленения.

За основу при выборе размера сечений следует принимать размер, близкий к наименьшей мощности слоя коллектора (неколлектора), встреченного, . в разрезе изучаемого горизонта. Для установления такой мощности следует составлять статистические ряды значений мощности коллектора и неколлектора раздельно. Емкость интервала статистического ряда выбирается в зависимости от общей мощности горизонта и степени его расчленения.. Минимальное значение мощности слоя коллектора (неколлектора) является предельной величиной интервала сечения. Однако указанная Минимальная вели-

чина сечения может оказаться нерациональной, если частность появления ее будет менее 10 %. Эти рекомендации для.максимального приближения к реальным . условиям должны учитываться и при составлении ГСР.

' Для изучения неоднородности пласта используют различные способы. Среди них следует отметить два: графический и аналитический. '

Графический способ отображает неоднородность в виде различных карт, профилей и схем, наглядно характеризующих степень площадной и объемной неоднородностей пласта. Основные из них — карты распространения

Рис. 74. Карта распространения слоя1

/—условный контур; 2 — площадь распространения слоя (зонального интервала); 3 — линзы неколлектора; зоны слияния: 4 — с нижележащим слоем; 5 —с вышележащим слоем, 6 — с выше- и нижележащими слоями; Zi и &— длины линзы и полулинзы

зональных интервалов или слоев, выделяемых в продуктивном пласте на основании детальной корреляции, а также геологические профили, построенные в различных направлениях и увязанные с упомянутыми картами. Для характеристики неоднородности по пористости, проницаемости и мощности иногда строятся специальные карты.

Карты распространения зональных интервалов или слоев составляют в пределах площади, которая должна быть постоянной по размерам и форме для всех изучаемых интервалов. Обычцо за таковую принимают площадь, ограниченную внешним контуром нефтеносности продуктивного пласта. Однако в случае необходимости постоянная площадь может быть ограничена любой линией, целесообразность местонахождения которой определяется с учетом требований проводимых исследований (например, блок самостоятельной разработки). На построенных зональных картах для систематизации выделяют участки распространения зонального интервала, слоя, характеризующиеся

определенными условиями их расположения по отношению к воздействию на них пластового давления от естественного либо искусственного контура питания. За последний принимают ряды нагнетательных скважин. Условно все участки разделяют на три группы: непрерывную часть пласта, полулинзы и линзы (рис. 74).

Под линзами подразумеваются изолированные участки распространения зонального интервала, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами. Полулинзами называют участки зонального интервала, открытые для поддержания пластового давления только с одной стороны. Непрерывная часть пласта имеет не менее двух выходов к контуру питания и характеризуется противоположными направлениями потоков пластовой ,жидкости. При опреде^ лении этих направлений необходимо учитывать особенности конфигурации постоянной площади. Если площадь имеет вытянутую форму (см. рис. 74,а), непрерывной частью будут участки ее в виде различных полос, пересекающих площадь: в поперечном направлении. Если же площадь имеет форму, приближающуюся к кругу (см. рис. 74, б), непрерывными частями следует считать участки, секущие площадь в направлениях, близких к радиальным, и также характеризующие противоположными направлениями потоков пластовых флюидов. Если граница распространения непрерывной части пласта имеет извилистую форму и от основной ее площади ответвляется участок, соединяющийся с ней узкой перемычкой, через которую практически не может свободно продвигаться пластовая жидкость, можно считать, что этот ответвленный участок является( лйбо линзой," либо полулинзой. Примерно по тем же соображениям от непрерывной части должен быть отрезан участок, отделенный от нее группой линз,-состоящих из непроницаемых пород, образующих своеобразный разделительный экран.

В ряде случаев. отдельные участки площади одного зонального интервала могут соединяться с участками площади соседних интервалов, образуя одно целое. В этом случае считают, что указанные участки соседних интервалов образуют зоны слияния, которые необходимо учитывать при изучении неоднородности.

Графическое отображение неоднородности пласта в. виде карт распространения зональных интервалов дает возможность наглйдно оценивать степень прерывистости пласта, под которой подразумевается изменение литолого-физических свойств пласта-коллектора, связанное с выклиниванием или замещением его непроницаемыми породами.

Аналитический способ отображения неоднородности дает возможность определять ее количественно с помощью различных зависимостей и показателей, обобщающих результаты изучения продуктивного пласта комплексом геолого-геофизических методов исследований.

Ниже приведен перечень основных аналитических зависимостей, характеризующих степень неоднородности пласта.

K(S)—коэффициент распространения пласта-коллектора по площади

где S — выбранная, постоянная площадь; М — число зональных интервалов; St — площадь распространения непрерывной части полулинз и линз коллектора z-ro зонального интервала в пределах постоянной площади.

Коэффициент K(S) определяется для всего пласта в целом, а в случае необходимости — и для каждого зонального интервала в отдельности.

Кз (S) — коэффициент замещения пласта-коллектора по площади

К3 (S) = 1 - К (S).(VIIL2)

K(V)— коэффициент распространения пласта-коллектора по объему

'’\м‘

. Е «л '- .

'к (ю =—,-(viii.3)

'Sh

где hi — средняя мощность i-го зонального интервала; h — средняя общая мощность пласта в интервале от кровли самого верхнего до подошвы самого нижнего проницаемого слоя.■

■4. Кз(к)—коэффициент замещения пласта-коллектора по объему

КЭ(Ю =

= 1-К(К).

(VIII.4)

5/ Кел —коэффициент слияния

Af-l.

Кел а

i—1

М — 1 ’

(VII 1.5)

где Kt с л — коэффициент слияния для двух смежных зональных интервалов.

Коэффициент слияния характеризует степень гидродинамической связи Отдельных зональных интервалов между собой и определяется в процентах как для каждой пары смежных зональных интервалов, так и для всего продуктивного пласта.

Кр — коэффициент расчлененности■

Е-

.(V1IL6>

где п,—число слоев в каждой i-й скважине; N — число скважин.

Коэффициент расчлененности представляет собой отношение суммарного числа проницаемых слоев, зональных интервалов,, вскрытых всеми скважинами, к числу этих скважин. Он характеризует среднее число слоев-коллекторов продуктивного пласта, приходящихся на одну скважину, й определяется только по тем скважинам, в которых разрезы пласта содержат слои- коллекторы. ...

- 7. Кп — коэффициент песчанистости1

^п=_^_,' (VIII.7)

-ЛобЩ,

где ЛЭф— эффективная мощность пласта в скважине; Аобщ —общая мощность пласта в скважине, под которой подразумевается суммарная мощность всех пород, слагающих продуктивный пласт от кровли до подошвы.

' Коэффициент песчанистости характеризует долю коллектора (песчаного) в разрезе пласта и определяется > только по тем скважинам, в которых продуктивный пласт содержит слои-коллекторы.-

" 8. W— коэффициент, характеризующий доли объема непрерывной части пласта, полулинз и линз, ''

_ Е v°i

.v» = "^—,■.(VI1I.8)

где, индекс а обозначает соответственно непрерывную часть пласта, полулинзу или линзу; Кп — полный объем проницаемой части пласта, получаемый в результате суммирования всех объемов линз, полулинз и непрерывной части пласта по всем зональным интервалам. ■

Доли объема пласта определяют по картам распространения отдельных зональных интервалов или слоев. На ранних стадиях проектирования или • при определении коэффициента нефтеотдачи в процессе подсчета запасов нефти долю объема непрерывной части пласта, весьма приближенно можно найти косвенным способом, основанным на существовании корреляционной зависимости между долей объема непрерывной части пласта и коэффициентом песчанистости. В качестве примера такие зависимости были получены для семи горизонтов месторождения Узень и по ряду месторождений Поволжья [Борисов Ю. П., Рябинина 3. К., Воинов В. В., 1976].

Известно, что неоднородность пласта влияет на технологические показатели разработки, в том числе на величину коэффициента нефтеотдачи:

Ч = ^ВТ^ОХВ- З^ОХВ. ВТ»(VIII.9)

где ^вт, Лохв. з, &9хв. вт — коэффициенты вытеснения нефти водой, охвата заводнением и охвата вытеснением.

Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной промывки из образца породы, к начальному содержанию нефти в нем. Этот коэффициент зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, скорости вытеснения, физиков химических свойств нефти и вытесняющей воды (см. гл. • IV). По своей физической сущности коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке образца породы. Нередко получаемую при этом нефть называют «подвижной нефтью», т. е. той, которая может извлекаться при режимах вытеснения нефти водой.

Под коэффициентом охвата заводнением понимается отношение части нефтенасыщенного объема пласта, занятого вытесняемой жидкостью, ко всему нефтенасыщенному объему пласта, из которого нефть может быть извлечена при бесконечной промывке, т. е. отношение промытой части объема пласта к объему подвижной нефти.

^охв. з зависит от количества вторгнувшейся воды, а следовательно, от средней обводненности продукции скважин. В реальных пластах закачиваемая вода в первую очередь вытесняет нефть из высокопроницаемых слоев. Процесс вытеснения нефти из малопроницаемых слоев практически либо не происходит в начальный момент, либо происходит с малой скоростью. Поэтому на величину йохв.з влияет принятый, при подсчете запасов нижний предел проницаемости. ,-

Нередко для описания данного процесса некоторые авторы используют терминологию, справедливую строго для однородного пласта и одномерного движения жидкости. В этом случае при исследовании вводится коэффициент охвата пласта заводнением по площади, т. е., коэффициент площадного охвата заводнением. Под коэффициентом площадного охвата заводнением понимается отношение охваченной заводнением площади ко всей площади продуктивного пласта. Этот коэффициент растет с увеличением закачанной в пласт воды, но не отражает проницаемостную неоднородность пласта и непоршневое вытеснение нефти водой.

Рассмотренное выше относилось, по существу, к условию, при котором пласт принимается непрерывным. Известно, что реальные пласты имеют различную степень распространения, которая учитывается величиной коэффициента охвата процессом вытеснения £Охв. вт.

Ю. П. Борисовым, 3. К. Рябининой, В. В. Воиновым (1970, 1976 гг.) было предложено разделять пласт, исходя из характера его распространения по отношению к контуру питания (естественному или искусственному) на линзы, полулинзы и непрерывную часть пласта. На основании этого разделения (см. рис. 74) была предложена модель прерывистого пласта, принимаемая при расчетах технологических показателей разработки. При этом степень прерывистости пласта в зависимости от принятой системы разработки, местоположения скважин (нагнетательных, добывающих) и характера рас^ пространения пласта оценивалась двумя коэффициентами — Коэффициентом охвата процессом вытеснения и коэффициентом воздействия.

А. П. Крылов (1962 г.), Ю. П. Борисов (1976 г.) и другие исследователи йод коэффициентом охвата пласта процессом вытеснения понимают отношение пустотного пространства продуктивного пласта, охваченного процессом вытеснения (т. е. находящегося под влиянием перепада, давления), ко всему пустотному пространству пласта; Под коэффициентом воздействия (А. П. Крылов) понимает отношение суммарной нефтенасыщенной мощности продук- ■ тивных слоев, полностью или частично перфорированных и охваченных процессом вытеснения, к эффективной мощности.' Коэффициент воздействия определяется ■ по каждой скважине. При расчетах используется средний коэффициент как для всей системы расположении скважин, так и для каждого ряда в отдельности. Некоторые исследователи под этим коэффициентом понимают коэффициент охвата по мощности. Коэффициент охвата процессом вытеснения и коэффициент воздействия различны как по своей сущности, . так и по способу определения и назначения. - Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения влияет на текущие и накопленные отборы и на величину текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи при заданном проценте обводнения, но не влияет на время разработки.

Коэффициент воздействия практически является временным показателем, оказывает влияние на величину перепада давления в охваченном процессом вытеснения объеме, а следовательно, и-на время разработки. В однородной системе при условии полной перфораций слоев эти коэффициенты одинаковы по величине. '■ . ■

^ 3. Методика определения коэффициента охвата Ьласта ■ ■ процессом вытеснения с использованием зональных карт

Для вытеснения из пласта нефти водой, газом и т. п. необходимо создать систему разработки, предусматривающую использование добывающих и нагнетательных скважин, пробуренных в определенном порядке. Если добывающие й нагнетательные скважины располагаются на площади месторождения рядами, условно считается, что направление фильтрационного потока в процессе разработки будет перпендикулярно к этим рядам. Если бы на месте рядов скважин были галереи, то при подходе к ним воды и дальнейшем их обводнении нефть из участка от нагнетательных скважин или ■ контура нефтеносности до этих галерей была бы вытеснена. В случае же рядов реальных скважин- вода в них появится раньше (по главной линии тока), чем фронт водонефтяного контакта пройдет весь участок до обводняющегося ряда. Экспериментальные исследования, проводившиеся на электрических моделях, позволили сделать вывод, что при принимаемых в процессе разработки процентах обводнения, можно приближенно считать коэффициент охвата пласта процессом вытеснения при работе рядов скважин равным охвату пласта при работе галерей. Указанное допущение позволяет определять коэффициент охвата пласта процессом вытеснения по упрощенной схеме, т. е. с точностью до ряда. :

Существуют два способа определения величин коэффициентов охвата пласта процессом вытеснения. ■.

Прямое определение охваченных объемов по ■ каждому выделенному зональному интервалу и по пласту в целом при нанесении на карты распространения пластов предполагаемой системы разработки.

'' 2. Выделение на картах зональных интервалов линз, полулинз и непре-

равной части пласта при заданном контуре поддержания давления (естественный контур питания, или расположение нагнетательных скважин), вычисление их абсолютных и относительных объемов и длин линз и полулинз. Затем с учетом предполагаемых систем размещения добывающих скважин при фиксированном положении контура питания определение доли объема пласта, охваченного процессом вытеснения и коэффициента охвата процессом вытеснения [Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К., 1970 г.]."

А; Определение коэффициента охвата пласта процессом вытеснения первым способом формализовано, запрограммировано на БЭСМ-6. При этом оно

н д • д д ■ Нн д • д д ■ Н- Рис. 75. Карта распространения „охваченных и не охваченных процессом вытеснения зон слоя- Рис. 75. Карта распространения „охваченных и не охваченных процессом вытеснения зон слояРис. 76. Схема расположения' линз и. полулинз относительно стягивающего ряда / — стягивающий ряд; 2 — линза; 3 — полулинза; L — расстояние от расчетного контура до стягивающего рядаРис. 76. Схема расположения' линз и. полулинз относительно стягивающего ряда / — стягивающий ряд; 2 — линза; 3 — полулинза; L — расстояние от расчетного контура до стягивающего ряда

н д • д д ■ Н

н д • д д ■ Н

- Рис. 75. Карта распространения „охваченных и не охваченных процессом вытеснения зон слоя

- Рис. 75. Карта распространения „охваченных и не охваченных процессом вытеснения зон слоя

Рис. 76. Схема расположения' линз и. полулинз относительно стягивающего ряда / — стягивающий ряд; 2 — линза; 3 — полулинза; L — расстояние от расчетного контура до стягивающего ряда

Рис. 76. Схема расположения' линз и. полулинз относительно стягивающего ряда / — стягивающий ряд; 2 — линза; 3 — полулинза; L — расстояние от расчетного контура до стягивающего ряда

осуществляется по картам распространения зональных интервалов непосредственно как отношение охваченных объемов процессом вытеснения ко всему пустотному пространству пласта и производится по каждому зональному интервалу в отдельности и по всему пласту в целом. '

На зональных картах возле каждой скважины указывается мощность соответствующего зонального интервала или слоя. На эти же карты наносят . данные запроектированной системы раз-

работки (координаты рядов добывающих и нагнетательных скважин), определяют участки площади, охваченные и не охваченные процессом вытеснения. Такие участки желательно выделять с учетом '■ влияния на процесс вытеснения каждой из добывающих и нагнетательных скважин, т. е. с точностью до скважины, однако для этого требуется тщательный анализ всех фактических данных и, главным образом, анализ нзменения значений проницаемости и мощности зонального интервала или слоя перфорации не только в соседних скважинах, но и на участках площади, расположенных между скважинами.

Условно охваченными зонами (участками) пласта считаются те участки площади на зональных картах, которые открыты для воздействия на них закачиваемого агента, т. е. участки пласта, простирающиеся от линии расположения

Н — нагнетательный ряд; Д — добывающие ряды; / — границы выклинивания; 2 -- линия, тектонического нарушения; зоны пласта: 3 — не охваченные процессом вытеснения, 4 — охваченные процессом вытеснения;

5 —линзы; 6 — полулинзы

нагнетательных скважин до линии расположения любого ряда добывающих скважин (рис. 75). Участки же площади, где поддержание давления затруднено, считаются не охваченными процессом вытеснения. Если на площади распространения зонального интервала (слоя) проходят линии тектонических нарушений, образующие в пласте непроницаемые экраны, то их необходимо учитывать при определении охваченных и не охваченных процессом вытеснения участков. Следует отметить, что боковыми границами выделяемых участков являются прямые линии, перпендикулярные к рядам скважин, проводимые вплоть до пересечения их -с соответствующими границами распространения зонального интервала (слоя).

Вторым способом коэффициента охвата рассчитывают по зависимостям:

X„-0,5^B(l + A^ + ^l^(V1II.10)

при Ул = 0, упл =£0;

^ = 0,5 [1 + FB](VI1I.11)

При л->оо, Ул = 0, Упл^О;

^ = ^ = ^н(VIII.12)

при Ул^О, УпЛ = 0;

^=Ун + ^-

при п = оо, ул,4-ун<1 и УплУ=0, Ул^0, (VI1I.13)

где Хп — полный коэффициент охвата для всей системы; п — число добывающих рядов в системе разработки; Ун, Упл, Ул— доли объемов непрерывной части пласта, полулинз и линз.

При гидродинамических расчетах данные о прерывистости пластов при естественном контуре питания дополнительно обрабатывают для использования их в формулах (УШ.Ю) — (VIIL13). Для каждого рассматриваемого варианта (системы разработки) устанавливают условное местоположение стягивающего ряда и расчетного контура питания (рис. 76)..

Доли линз, полулинз и непрерывной части пласта для каждого зонального интервала определяют раздельно по обе стороны стягивающего ряда. После суммирования одноименных элементов распространения пласта вычисляют долю их для всей залежи в целом. Если линза имеет, длину бодыпе, чем расстояние £, ее надо разделить на две линзы. При этом общий объем линз остается таким же, как и первоначальный, но изменяются их число и длины. Уменьшается и объем полулинз за счет тех, длина которых больше £. ’

Исправленные данные о прерывистости пласта используют дальше для расчета коэффициентов охвата вытеснений для различного числа рядов по зависимостям, приведенным в работе. [Борисов К). П., Рябинина 3. К., Воинов В. В., 1976], и потенциально возможного коэффициента — по формулам (Vin.ll)—(VIII.13),

Изложенный порядок определения коэффициентов охвата. принимается в том случае; если построение зональных карт и определение объемов зон производятся без вычислительных машин и требуется рассмотреть много вариантов различных Систем расположения добывающих и нагнетательных скважин.

При проектировании разработки в формулах для определения текущей добычи жидкости из залежи используется коэффициент воздействия.

При составлении технологической схемы разработки коэффициент воздействия для каждого ряда скважин следует рассчитывать по формулам исходя из значений доли объемов линз и непрерывной части цласта, найден? ных по зональным картам либо по картам распространений цласта.

На стадии составления проекта разработки пласт уже разбурен основной сеткой скважин и нет необходимости в расчете коэффициента воздействия для различных систем пи формулам. В этом случае коэффициент воздействия определяют по скважинам каждого ряда по всем зональным

интервалам как отношение работающей мощности по всем скважинам /-го ряда к общей эффективной мощности в этих же скважинах:,

м.

S hpi,'

А»^^ (VIII.14)

.'£ А=Ф

i= 1-

где М — число зональных интервалов; Лр — работающая мощность; й9ф — эффективная мощность...

Нередко коэффициент воздействия называют коэффициентом охвата по мощности и используют его" при определении нефтеотдачи пласта, как сомножитель к коэффициенту охвата процессом вытеснения. Это неправильно, так как Происходит двойной учет прерывистости пласта — сначала при определении соотношения охваченных . объемов, а затем дополнительно еще раз за счет изменения средних Величин охваченных мощностей.-

Статистический метод оценки прерывистости ■и коэффициента воздействия .

■ Кроме методики определения коэффициента воздействия на основе зональных карт существуют и другие методики, используемые при решении некоторых задач проектирования разработки. Одна из них основана на учете связности коллекторов между собой. Задача решается в определенной последовательности.

Сначала находится функция связи, под которой понимается зависимость коэффициента связи Кс от расстояния I между зонами нагнетания и отбора. Коэффициент связи можно представить как долю объема коллектора от его общего объема между двумя мысленно представленными галереями, которая прямолинейно связывает галереи при данном расстоянии I. Иными словами, это своего рода «пррсветность» объекта по коллектору вдоль на- . пластования. Физически очевидно, что при I, равном 0, Ко равен 1; при увеличении I Кс затухает до 0. Скорость затухания функции связи отражает степень прерывистости объекта. 3ta функция описывается экспонентой и коэффициент затухания функции а принимается за параметр прерывистости. Таким образом,, оба параметра а и Кс. характеризуют прерывистость объекта. Различие заключается в - том, что а характеризует безусловную прерывистость, присущую собственно объекту (собственная геологическая характеристика объекта), а. Кс — условную прерывистость объекта. Кс зависит не только от собственной прерывистости объекта, но и от условий эксперимента: на каком расстоянии зафиксированы галереи. Отсюда следует, что на объекте с высокой безусловной прерывистостью может быть организована система объект — воздействие, характеризующаяся, сколь угодно низкой условной прерывистостью и наоборот. Оценив. по объекту а и задав2 шись системой расстановки скважин с фиксированными расстояниями между зонами нагнетания и отбора (аналог-—расстояние между галереями), можно определить условную прерывистость системы объект — воздействие. На этом заканчивается статическая часть задачи.

Далее решается динамическая часть — переход от оценки условной прерывистости к оценке, коэффициента воздействия. Ясно, что АВОзд не равен численно К с, так как жидкость движется не только прямолинейно. Но между Авозд и Кс есть существенная связь. Она вытекает из того, что Авозд равен Кс плюс некоторая добавка за счет. криволинейной топологической связности объекта. Для отыскания зависимости &Возд от Кс было произведено моделирование на электроинтеграторе множества систем объект—воздействие, характеризующееся гаммой Кс, причем каждая система реализовалась по несколько раз для повышения устойчивости результатов. При каждой реализации замерялся Авозд и сопоставлялся с Ко- В итоге полу-

чена зависимость &Возд от Кс, которая и используется для решения динамической части задачи.

Таким образом, оценив по фактической сетке скважин безусловную прерывистость объекта, можно определить условную прерывистость, в системе объект — воздействие (фактическая или проектная система разработки) и далее, используя функцию Авозд^СКс), определить Авозд. Последние два этапа дифференцированы лишь для лояснения сути метода; практически же путем суперпозиции двух функций получена одна функция воздействия: ^возд —ф(а- О-

, Изложенный метод дает несмещенное значение а, а отсюда и йВ0зд в том случае, когда фактическая сетка скважин детерминирует объект, т. е. позволяет восстановить истинную или близкую к ней пространственную картину строения (структуру) объекта. Это зависит как от расстояния между скважинами, так и от сложности строения самого объекта. Условия детерминированности чаще всего выполняются при сетках добывающих скважин и реже — разведочных. Поэтому коэффициенты воздействия, полученные с помощью рассмотренного метода по данным сетки разведочных скважин, Могут оказаться завышенными.

Основные идеи оценки Авозд по данным сетки разведочных скважин свелись к следующему. По всем объектам Западной Сибири, разбуренным сеткой добывающих скважин, определены а и приведенная песчанистость Рп. Последний параметр не зависит от расстояния между скважинами и статистически связан с а. Получено уравнение связи a=f(Pn). По объекту, разбуренному сеткой разведочных скважин, оценено Рп й затем с помощью данного уравнения определено несмещенное значение а. Весь остальной порядок определения йвозд сохраняется. Таким образом, здесь, по существу, формализован метод геологической аналогии.

В ситуации, когда объект частично разбурен сеткой добывающих скважин, а оценку необходимо произвести по части объекта, разбуренного сеткой разведочных скважин, геологическая аналогия дополняется априорной информацией, получаемой по Эксплуатационному участку. Для этого по данному участку оценивается а и переносится на разведочный участок с корректировкой, учитывающей разницу в песчанистости между участками. Остальная часть расчетов стереотипна.

Описанная методика реализована в рамках автоматизированного комплекса «Геопак-1» на ЕС ЭВМ в институте СибНИИНП.

Особенности изучения неоднородностинефтегазовых залежей

При изучении неоднородности нефтегазовых залежей используется концепция относительной элементарности. В соответствии с этой концепцией залежь углеводородов рассматривается как сложная система, характеризующаяся иерархией структурных уровней материи с наличием множества дискретных, условно неделимых структурных единиц в пределах каждого из них. Наличие нескольких дискретных качественно различных уровней в строении залежей углеводородов — их природное свойство. При более детальных исследованиях геологических объектов в рамках качественно однородного уровня появляется необходимость выделения уровней строения, различающихся совокупностью количественных критериев. Число таких последовательных уровней в строении залежи и характеристика каждого из них определяются геологической природой образований, морфологическими особенностями строения резервуара, а также зависит от целей, задач и степени детальности исследований.

В практике нефтепромысловой геологии при изучении неоднородности пород-коллекторов применительно к целям и задачам проектирования разработки залежей углеводородов выделяется несколько уровней (см. § 2 гл. VII). При этом вне зависимости от уровня исследования неоднородности основное внимание уделяется таким литологическим характеристикам пород,

которые играют решающую роль в определении объема и конфигурации пустотного пространства, а также условий прохождения флюидов при определенных, задаваемых проектами разработки величинах давлений.

При исследованиях за основу была принята методика ВНИИ, отражающая неоднородность коллекторов, учитывающая морфологическую сложность строения подземного резервуар#. По этой методике ■ неоднородность опредег ляется в пределах постоянной площади, ограниченной внешним контуром нефтеносности. В этом случае при определении объема продуктивного коллектора, приходящегося на водонефтяную зону, включается и объем воды для ряда зональных интервалов, расположенных в этой зоне, и тем самым

р-Н? 1—^2 Н"I»р-Н? 1—^2 Н"I»

р-Н? 1—^2 Н"I»

р-Н? 1—^2 Н"I»

Рис. 77. Схема выделения зональных интервалов;

а —с учетом характера нефтенасыщения; б — сх учетом характера-нефтегазонасыщения.J — внешний контур нефтеносности продуктивного горизонта; 2 — контур нефтеносно-сти зонального интервала; 3—контур газоносности зонального интервала; площади:4 — нефтеносная, 5 — газоносная, 6 — водоносная; 7 — кровля либо подошва продуктив-ного горизонта

завышается объем продуктивного коллектора. Поэтому распространение продуктивного коллектора нефтяных залежей учитывается не в пределах постоянной площади, которая ограничивается внещним контуром нефтеносности, а в пределах площадей нефтеносности каждого зонального интервала, которые будут меняться от внешнего контура нефтеносности для зонального интервала, расположенного в кровле продуктивного горизонта, До внутреннего контура нефтеносности Для зонального интервала, расположенного в подошве продуктивного* горизонта. Для нефтегазовых залежей учи- тываются дополнительно площади газоносности для каждого зонального интервала, которые также будут меняться от внешнего контура газоносности для. зонального интервала, расположенного в кровле продуктивного горизонта, до внутреннего контура газоносности для зонального интервала, расположенного в подошве продуктивного горизонта. Для нефтегазовых залежей каждый зональный интервал будет иметь один контур нефтеносности и один газоносности, в плане две зоны — нефтяную и газовую (рис. 77).

В зависимости бт характера насыщения в строении продуктивного коллектора нефтегазовой залежи выделяются элементы неоднородности: линзы (нефтяные, нефтегазовые и газовые), полул!инзы (нефтяные и нефтегазовые) и непрерывные части прослоев (рис. 78). По этим группам опреде-

Заказ № 1049

|—-jg k-Hg ^^7 llllllllllla W/Z/A^ |—A1Q|—-jg k-Hg ^^7 llllllllllla W/Z/A^ |—A1Q

|—-jg k-Hg ^^7 llllllllllla W/Z/A^ |—A1Q

|—-jg k-Hg ^^7 llllllllllla W/Z/A^ |—A1Q

Q, В Вз Q

Рис. 78. Схема выделения линз, полулинз и непрерывного прослоя с учетом характера их насыщения

Контуры нефтеносности продуктивного горизонта: / — внешний, 2 — внутренний; контуры газоносности продуктивного горизонта: 3 — внешний, 4 — внутренний; 5 —контур нефтеносности зонального интервала; 6 — контур газоносности зонального интервала; площади зона ль. ного интервала: 7 — нефтеносная, 8 — газоносная, 9 — водоносная; 10 — граница выклинивания коллекторов зональных интервалов

ляются объемы каждой из фигур и Каждого из прослоев и составляется сводная таблица, в которой приводятся данные, характеризующие процентное соотношение объемов непрерывных частей прослоев как нефтяных, так и нефтегазовых. Объемы линз и полулинз определяются в процентах от объема продуктивной части пласта, и длины их указываются в пределах контуров нефтеносности каждого зонального интервала.

При изучении неоднородности нефтегазовой ^алежи также используется концепция относительной элементарности. При этом в строении нефтегазо-

Рис. 79. Модели неоднородностей нефтегазовых залежей различных типов (Л—Д). Арабские цифры — элементы неоднородностейРис. 79. Модели неоднородностей нефтегазовых залежей различных типов (Л—Д). Арабские цифры — элементы неоднородностей/ — нефть; 2 — газ; 3 —вода/ — нефть; 2 — газ; 3 —вода

Рис. 79. Модели неоднородностей нефтегазовых залежей различных типов (Л—Д). Арабские цифры — элементы неоднородностей

Рис. 79. Модели неоднородностей нефтегазовых залежей различных типов (Л—Д). Арабские цифры — элементы неоднородностей

/ — нефть; 2 — газ; 3 —вода

/ — нефть; 2 — газ; 3 —вода

вых залежей выделяется ряд последовательно сменяющих друг друга уровней, которые отражают различные степени детальности их строения: 1) уровни строения нефтегазовой залежи; 2) уровни строения нефтяной части залежи; 3) уровни строения газовой части залежи.

Изучение неоднородности нефтегазовой залежи должно проводиться не только для всей залежи в целом и нефтяной, и газовой части отдельно, но и для каждой из зон, составляющих нефтегазовую залежь. Для этого распространение неоднородного пласта, состоящего из линз, полулинз и непрерывной части, прослеживается в пределах каждой зоны для определения объема фигур, расположенных в этих зонах. В строении нефтегазовых залежей выделяются пять зон: водонефтяная, водонефтегазовая, нефтяная, нефтегазовая и газовая. В зависимости от положения этих зон на структуре и характера расположения в них элементов неоднородности всем им присвоены определенные наименования. Так, непрерывные нефтяные части

прослоев разделяются по расположению в зонах на 1 однозонные, двухзонные, трехзонные; непрерывные нефтегазовые части — на двухзонные, трехзонные, четырехзонные; полулинзы нефтяные — на однозонные, двухзонные, трехзонные, четырехзонные; полулинзы нефтегазовые — на однозонные, двухзонные, трехзонные, четырехзонные; линзы нефтяные — на однозонные, двухзонные, трехзонные; линзы нефтегазовые — на однозонные, двухзонные, трехзонные; четырехзонные; линзы газовые — на однозонные, двухзонные, трехзонные.

■ Таким образом, при изучении неоднородности нефтегазовых залежей учитывается уже не только их морфологическая сложность и характер насыщения, но и их расположение по зонам, определяющимся типами залежей, по соотношению объемов нефтяной и газовой частей. Каждый тип залежи характеризуется определенным набором элементов, характеризующих неоднородное строение залежи (рис. 79).

Одна из важнейших задач при проектировании разработки нефтегазовых залежей — определение коэффициента охвата процессом вытеснения нефти водой для нефтяной оторочки. Для всех типов нефтяных оторочек выделяются пять зон: надводная нефтяная (НВЗ), надводная безгазовая (НБЗ), бесконтактная (БКЗ), межконтактная (МКЗ) и подгазовая (ПГЗ). Для каждой из этих зон характерны специфические процессы вытеснения Так, если в надводной безгазовой зоне протекает только процесс заводнения краевой водой, то в межконтактной зоне происходят одновременно втор-

жение газа и продвижение воды в нефть. И только после прорыва газа по прослоям, соединяющим межконтактную надводную нефтяную зоны, он станет внедряться в последнюю. Для подгазовой зоны характерно только внедрение газа, вода вторгается только после продвижения через подошвенную часть межконтактной зоны. Вот почему необходимо учитывать все сочетания расположения элементов неоднородности по зонам.

В зависимости от расположения по зонам линзы, полулинзы и непрерывные части пласта разбиты на три группы. К первой группе — нефтяной — отнесены линзы, полулинзы и непрерывные части пласта, находящиеся в зонах нефтяной оторочки; ко второй группе — смешанной — расположенные в зонах как нефтяной оторочки, так и газовой части залежи, это собственно нефтегазовые; к третьей группе — газовой — расположенные в зонах газовой части залежи, это собственно газовые. Так, в полную модель неоднородного строения нефтяной оторочки нефтегазовой залежи типа Л (см. рис. 79) входят из первой группы полулинзы нефтяные, которые могут быть однозонные (надводной нефтяной зоны — 7), двухзонные (надводной и бесконтактной нефтяной зон — 6) и трехзонные (надводной, бесконтактной и подгазовой зон — 5); линзы нефтяные — однозонные, расположенные либо в надводной — 7, либо в бесконтактной—10, либо в подгазовой — 14 зонах; двухзонные, расположенные в надводной и бесконтактной, в бесконтактной и подгазовой зонах; трехзонные, расположенные в надводной, бесконтактной и подгазовой — 9 зонах. Непрерывный пласт на периклиналях может быть нефтяным, однозонным (надводной нефтяной зоны), двухзонным (надвод - йой нефтяной и бесконтактной зон), трехзонным (надводной, нефтяной, бесконтактной и подгазовой зон).

Из второй группы, названной смешанной, входят полулинзы и линзы нефтегазовые. Полулинзы нефтегазовые могут быть четырехзонные —12 и трех- зонные — 5; линзы нефтегазовые могут быть четырехзонные—1, трехзонные— 13, двухзонные—11, однозонные—16. Непрерывный пласт при этом будет нефтегазовым, трех- и четырехзонным. Для газовой шапки характерны только линзы газовые. Они могут быть однозонными, расположенными либо в газовой (ГЗ), либо в нефтегазовой (НГЗ) зонах; двухзонными — в газовой и нефтегазовой зонах. Другие разновидности линз и полулинз, встреченные в газовой шапке, указаны в смешанном типе.

На основе данных, разработанных с учетом анализа геологических и технико-экономических показателей залежи, в процессе разработки происходит трансформация представления о неоднородном строении нефтегазовой залежи. При этом также используется концепция относительной элементарности, однако в основе классификации неоднородности строения продуктивных коллекторов лежат элементы неоднородности, выделенные по геологотехнологическому принципу (с учетом требований разработки). В работе В. С. Керим-Заде (1974 г.) показано изменение прерывистости продуктивного коллектора и дана методика определения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения при разработке нефтегазовой залежи без поддержания пластового давления с использованием упругой энергии законтурной области при сохранении неподвижным газонефтяного контакта, а также при разработке залежи с искусственным разобщением нефтяной и газовой частей залежи — барьерным заводнением. Оба случая рассмотрены на примере пластовой сводовой нефтегазовой залежи с активной краевой водой. Такая залежь схематизируется в круг, нефтяная часть залежи представляет собой кольцо.

Один из методов определения прерывистости пласта — оценка ее по картам распространения отдельных прослоев, составляющих продуктивный пласт (карт зональных интервалов). В зависимости от конфигурации нефтяной и газовой частей пласта в каждом зональном интервале вытеснение нефти может быть или плоскорадиальным, или плоскопараллельным.

Когда зональный интервал представлен непрерывной нефтегазовой частью пласта и нефть вытесняется со стороны законтурной области к газовой шапке, которая в расчетах принимается за непроницаемую зону, происходит одностороннее вытеснение нефти при плоскорадиальном потоке.

Если отношение длины сечения газовой части прослоя к длине сечения нефтяной части (сечение перпендикулярно к фронту вытеснения) существенно больше 25 %, то можно считать, что газовая часть прослоя оказывает влияние на изменение направления потоков, и практически всю нефтяную часть прослоя можно принять за нефтяную полулинзу. Если же это отношение менее 25 %, тогда следует, что газовая часть прослоя не вызывает изменения направления потоков и практически всю нефтяную часть этого прослоя можно считать непрерывной (рис. 80).

Когда коллектор представлен непрерывной нефтегазовой частью пласта, ограниченной с двух сторон непроницаемыми породами, происходит двустороннее вытеснение нефти водой при плоскопараллельном потоке.

Рис. 80. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскорадиальном вытеснении нефти:Рис. 80. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскорадиальном вытеснении нефти:

Рис. 80. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскорадиальном вытеснении нефти:

Рис. 80. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскорадиальном вытеснении нефти:

Z-

а —в нефтяную полулинзу при>25 % и >25 %, б —в непре-

*1н + *2н1^г+^н

рывную нефтяную часть при - < 25 % и -——<25 %, / — контур нефте-

носности зонального интервала; 2 — то же, газоносности; 3 — направление движенияжидкости; 4 — газонасыщенная часть зонального интервала; 5 — линия выклиниваниязонального интервала; /1Н и Z2H — длины нефтяной части зонального интервала; /г —длина газовой части зонального интерваланосности зонального интервала; 2 — то же, газоносности; 3 — направление движенияжидкости; 4 — газонасыщенная часть зонального интервала; 5 — линия выклиниваниязонального интервала; /1Н и Z2H — длины нефтяной части зонального интервала; /г —длина газовой части зонального интервала^Тн+^знУг+^н

носности зонального интервала; 2 — то же, газоносности; 3 — направление движенияжидкости; 4 — газонасыщенная часть зонального интервала; 5 — линия выклиниваниязонального интервала; /1Н и Z2H — длины нефтяной части зонального интервала; /г —длина газовой части зонального интервала

носности зонального интервала; 2 — то же, газоносности; 3 — направление движенияжидкости; 4 — газонасыщенная часть зонального интервала; 5 — линия выклиниваниязонального интервала; /1Н и Z2H — длины нефтяной части зонального интервала; /г —длина газовой части зонального интервала

Если отношение длины сечения газовой части прослоя к длине сечения нефтяной (сечение перпендикулярно к фронту вытеснения) будет существенно больше 25 %, площадь нефтяной части прослоя разбивается на четыре части. Части прослоя, имеющие два противоположных выхода к контуру поддержания давления, остаются непрерывными. Две другие части прослоя, изолированные друг от друга газовой шапкой и. имеющие поэтому одностороннее поддержание пластового давления, преобразуются в нефтяные полулинзы. Если же это отношение менее 25 %, можно считать, что влияние газовой зоны на изменении направления потоков существенно не сказывается и практически вся нефтяная часть зонального интервала может считаться непрерывной (рис. 81).

Оценив прерывистость нефтяной части пласта, можно определить коэффициент охвата пласта процессом вытеснения нефти при заданной системе разработки. Потенциально возможный коэффициент охвата при водонапорном режиме определяется по формуле (VIII.13).

Длй случая, когда непрерывная нефтяная часть нефтегазового прослоя при плоскорадиальном течении жидкости Преобразуется в нефтяную полу-

линзу, потенциально возможный коэффициент охвата процессом вытеснения можно определить согласно формуле (VIII.13);

X = ~ПРИ Ун = 0.

Упл достоит из объемов непрерывной нефтяной части нефтегазового прослоя Ун. н. ч. нг. п,_нефтяной части нефтегазовой полулинзы VH. ч. нг. пл и нефтяной полулинзы Ун. пл- _Если присутствуют непрерывные нефтяные прослои Ун. н. п, общий коэффициент охвата определяется по формулеУпл достоит из объемов непрерывной нефтяной части нефтегазового прослоя Ун. н. ч. нг. п,_нефтяной части нефтегазовой полулинзы VH. ч. нг. пл и нефтяной полулинзы Ун. пл- _Если присутствуют непрерывные нефтяные прослои Ун. н. п, общий коэффициент охвата определяется по формулеРис. gl. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскопараллельном вытеснении нефти:Рис. gl. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскопараллельном вытеснении нефти:

Упл достоит из объемов непрерывной нефтяной части нефтегазового прослоя Ун. н. ч. нг. п,_нефтяной части нефтегазовой полулинзы VH. ч. нг. пл и нефтяной полулинзы Ун. пл- _

Если присутствуют непрерывные нефтяные прослои Ун. н. п, общий коэффициент охвата определяется по формуле

Упл достоит из объемов непрерывной нефтяной части нефтегазового прослоя Ун. н. ч. нг. п,_нефтяной части нефтегазовой полулинзы VH. ч. нг. пл и нефтяной полулинзы Ун. пл- _

Если присутствуют непрерывные нефтяные прослои Ун. н. п, общий коэффициент охвата определяется по формуле

Рис. gl. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскопараллельном вытеснении нефти:

Рис. gl. Схема преобразования непрерывного нефтегазового прослоя при разработке залежи с условием сохранения ГНК неподвижным при плоскопараллельном вытеснении нефти:

а — в непрерывные нефтяные части прослоя и нефтяные полулинзы при >

Z1h+Z8H

1Г

> 25 % и >25 %: б —в непрерывную нефтяную часть прослоя при-<

< 25 % и —;— < 25 %.

^г+^н

2— непрерывные нефтяные части; 3, 4— полулинзы нефтяные. Остальные условные обозначения см. на рис. 80

Когда непрерывная нефтяная часть нефтегазового прослоя при плоскорадиальном: течении жидкости остается без изменения, потенциально возможный коэффициент охвата пласта процессом вытеснения определяется по формуле__

У 4- У

X = у 4-у-IIEJEJEZl—. (VIII.16)

Лоо V и. н. п Г V н н. ч. НГ. П Т"2VV114.1V/

Когда непрерывная нефтяная часть нефтегазового прослоя при плоскопараллельном течении _жидкости разбивается на две непрерывные нефтяные части. Уцн н. ч. нг. п>; Уз(н. н. ч. нг. п) и две нефтяные части нефтегазовых полулинз Уцн. ч. нг. пл); Уг(н. ч. нг. пл), то рассматриваемый коэффициент определяется так

^ОО = ^Н. НП + У1 (н. Н. Ч. НГ. п) "Ь ^2 (н. Н. ч. иг. п) +

++Ун. ПЛ ^~ У1 (н. ч. нг. пл) Н~ У2 (н. ч. нг. пл)Ун. ПЛ ^~ У1 (н. ч. нг. пл) Н~ У2 (н. ч. нг. пл)(VIII.17)(VIII.17)

+

+

Ун. ПЛ ^~ У1 (н. ч. нг. пл) Н~ У2 (н. ч. нг. пл)

Ун. ПЛ ^~ У1 (н. ч. нг. пл) Н~ У2 (н. ч. нг. пл)

(VIII.17)

(VIII.17)

При разработке залежи с искусственным разобщением нефтяной и газовой частей залежи — барьерном заводнении, нефтяная часть залежи, схематизированная в кольцо, подвергается напору с .двух противоположных сторон: со стороны законтурной области и со стороны водяного барьера, образовавшегося на контуре газоносности. В этом случае непрерывные нефтегазовые прослои преобразуются в непрерывные нефтяные части, так как вытеснение нефти будет двусторонним. Полулинзы нефтегазовые также преобразуются в непрерывные нефтяные части. Линзы нефтегазовые станут

Линза газоваяЛинза газоваяНепрерывный нефтяной прослойПолулинза нефтянаяНепрерывный нефтяной прослойПолулинза нефтяная

Линза газовая

Линза газовая

Непрерывный нефтяной прослойПолулинза нефтяная

Непрерывный нефтяной прослойПолулинза нефтяная

В» Qz ЕЗ5 ЕЗ* ■» ^? ШШ7 ЕЗ»

Рис. 82. Схема выделения элементов неоднородности прослоя при разработке нефтегазовой залежи с барьерным заводнением

/ и 2 — внешние контуры: нефтеносности и газоносности продуктивного горизонта; 3 — контур нефтеносности зонального интервала; 4 — контур газоносности зонального интервала; площади зонального интервала; 5 — водонасыщенная; 6 — нефтенасыщенная 7 — Газонасыщенная; 8 — граница выклинивания коллекторов зонального интервала

полулинзами нефтяными, так как будут подвергаться одностороннему воздействию со стороны водяного барьера, возникшего по периметру газовой шапки. Полулинзы нефтяные и линзы нефтяные и газовые остаются без изменения (рис. 82).

Оценив прерывистость нефтяной части пласта, можно определить потенциально возможный коэффициент охвата процессом вытеснения нефтяной оторочки водой. _

ОО * И. Я- п • к Я, Я- Ч. НГ- п ' * н. Ч. яг. ПЛ ~

++V 4- V у Я- Пл ~ н- ч. яг. Л2V 4- V у Я- Пл ~ н- ч. яг. Л2(VIH.18)(VIH.18)

+

+

V 4- V у Я- Пл ~ н- ч. яг. Л

2

V 4- V у Я- Пл ~ н- ч. яг. Л

2

(VIH.18)

(VIH.18)

Рассмотрим вопросы неоднородности продуктивных пластов на примере нефтегазовой залежи одного из месторождений Урало-Поволжья. Нефтегазовая залежь относится к пластовому сводовому типу. Газонасыщенный

дбъем составляет 25 % от общего объема Цродуктивйого коллектора. Этаж газоносности больше мощности пласта. Залежь характеризуется наличием водонефтяной, нефтяной, нефтегазовой и газовой зон. Нефтяная оторочка относится к крыльевым типа Л и состоит из надводной нефтяной, бесконтактной и подгазовой зон. По степени проявления активности законтурной Области залежь относится к типу с активной краевой водой. Продуктивная пачка горизонта представлена переслаиванием пропластков глин и песчаников) литологическая характеристика которых непостоянна на площади. Изучение неоднородности проводилось по методике, изложенной выше. С этой целью по имевшимся фактическим материалам была проведена детальная корреляция (рис. 83).

На основании корреляции выделены 16 зональных интервалов. По каждому из них построены карты их распространения, на основании которых изучена неоднородность продуктивной части; выявлены количественные со-

Рис. 83. Схема корреляции отложений продуктивного горизонта 1 — неколлектор; 2 — зональный интервал (коллектор)

отношения объемов линз, полулинз и непрерывных частей пласта не только для всей залежи в целом и для нефтяной и газовой частей отдельно, но и для каждой из зон, составляющих нефтегазовую залежь. Анализ данных показывает, что наибольший объем приходится на полулинзы нефтегазовые и нефтяные — 56,5 % от всего объема продуктивного коллектора, причем на нефтяную часть приходится 45 %, а на газовую 11,5%. Доля непрерывных нефтегазовых прослоев пласта составляет . 39,3 % от . всего объема коллектора. Из этого объема на нефтяную часть приходится 33,3%, а на газовую 6%. Следует отметить, Что непрерывные нефтяные части пласта отсутствуют.

При исследовании распространения неоднородного пласта по зонам было выявлено, что в нефтяной части залежи присутствуют все типы нефтяных линз: одно-, двух- и трехзонные; из нефтяных полулинз — двух- и трехзонные; из смешанного типа — все разновидности нефтегазовых полулинз (трех- и четырехзонные), из нефтегазовых линз — только два типа — линзы однозонные нефтегазовой зоны и двухзонные нефтяной и нефтегазовой зон. В газовой, части залежи из газовых линз встречены только однозонные как газовой, так и нефтегазовой зоны.

Исходя из того, что бобриковский горизонт характеризуется коэффициентами песчанистости 0,78, расчлененности 3,05 и слияния 0,56, исследование Неоднородности продуктивных коллекторов проводилось с учетом распределения ранее выделенных форм по зонам и характера насыщения их углеводородами.

Анализ данных показывает, что основной объем продуктивного коллектора (около 80%) приходится на нефтяную и нефтегазовую зоны. В нефтяной оторочке горизонта основной объем нефти приходится на бесконтактную зону (51,79 % от ее объема).

Исследование карт зональных интервалов, построенных по рассматриваемому горизонту показало, что при разработке нефтегазовой залежи с использованием упругой энергии законтурной области и сохранением неподвижным газонефтяного контакта по каждому . прослою происходит плоскорадиальное вытеснение нефти и отношение длин сечений газовой части и нефтяной в каждом прослое не превышает 25 %. Поэтому непрерывные нефтяные части нефтегазовых прослоев, лолулинзы нефтяные и нефтегазовые остаются без изменения. В этих условиях потенциально возможный коэффициент охвата процессом вытеснения нефти водой из нефтяной оторочки составит 68,7 %.

§ 6. Оценка неоднородности пласта различнымистатистическими коэффициентами

Общие положения

Основными статистическими понятиями являются: частота, частость, накопленная частость, законы однородного и неоднородного распределений; таблицы распределения вероятностей; плотность распределения (аналитическое уравнение или график); графические изображения (полигоны, гистограммы, кумулятивные кривые). К основным показатёлям, используемым при статистической обработке, относятся:

математическое ожидание М{%};

дисперсия и стандартное отклонение v{x} и сг{х};

коэффициент вариации У{х};

коэффициенты асимметрии и эксцесса SK и £*.

Для непрерывных случайных величин эти показатели определяются следующим образом:

м'^х^ J xf(x)dx;

(VIII.19)

v{x}= J [1 — Л4 {x)]2f (х) dx;

(VIII.20)

a (x) = У v (x);

(VIII.21)

V (x) = -^-; M {X}

(VIII.22)

S» = ^T 7 [x-M (x}]3f(x)dx;

<J8 W Joo

(VI11.23)

£« = ~7TT 1 [t-M{x)]*f(x)dx, or* W Joo

(VIII.24)

где х — любой рассматриваемый параметр; f(x)—плотность его распределения.

Все названные величины являются числовыми характеристиками дифференциального закона распределения случайной величины. Кроме того, для характеристики используется энтропия — мера степени неопределенности Я(х) системы в теории информации н А

!£ (х) = - PklgPk,(VIII.25)

fe=i

где Р} — вероятность ^-го интервала.

Исследования показали, что при заданном значении И2{х} величина приведенной энтропии определяется неоднозначно даже для одного и того же зйкона распределения и тем более — для различных законов. Таким образом, нельзя использовать для оценки степени неоднородности того или иного параметра только энтропию, так как последняя не является универсальным показателем неоднородности пласта и определяется неоднозначно.

Показатели неоднородности, выражаемые через энтропию, рекомендуется применять в комплексе с другими статистическими показателями. Нередко кроме показателей (VIII. 19)—(VIII.25) находится и вид закона распределения. Наиболее часто используются следующие законы: нормальный, логнормальный, Максвелла, видоизмененный Максвелла, Пирсона и др. При сопоставлении параметров пользуются корреляционными связями, случайными функциями, многомерным анализом и т. п.

Методы количественной оценки неоднородности пластана примере обработки данных по проницаемости

Количественная оценка степени неоднородности пласта осуществляется путем количественного определения степени неоднородности различных параметров пласта, среди которых следует отметить такие, как пористость, проницаемость, мощность, нефтенасыщенность продуктивного пласта и др.

Для надежного изучения неоднородности пласта необходимо иметь по исследуемым параметрам соответствующий объем исходных данных, который накапливается в виде первичного материала в процессе разведки и разработки месторождения.

Первичный материал определения признака по скважинам обрабатывается в соответствии с требованиями, изложенными в гл. IX.

Особенность обработки исходных данных с целью оценки неоднородности заключается в составлении ранжированных рядов признака. Например, при изучении неоднородности по проницаемости подготовка данных начинается с составления ранжированного ряда, куда вначале включают все имеющиеся определения, характеризующие те или иные интервалы разреза. В тот же ряд помещают величины эффективных толщин мощностей, интервалов, каждому из которых соответствует свое значение проницаемости. Затем устанавливают нижний предел проницаемости и из составленного ранжированного ряда исключают значения проницаемости, которые оказались меньше значения ее нижнего предела, и соответствующие им величины мощности интервалов разреза. Использование ранжированных рядов не позволяет без дополнительных расчетов определить закономерность изменения исследуемого параметра и затрудняет определение различных статистических показателей. Поэтому по оставшимся в ранжированном ряду значениям проницаемости составляется статистический ряд с учетом мощности пласта. Тогда при дальнейших исследованиях мы будем иметь дело не с каждым значением признака, а лишь с числом значений признака в пределах выбранных интервалов.

Известно, что статистическим рядом называется таблица, в которой записаны интервалы исследуемого признака, соответствующее число случаев в них (частота) и частость (отношение частоты к общему числу случаев во всех интервалах). На основании данных статистического ряда определяются основные статистические показатели и закон распределения. Последний можно описать как аналитически, так и в виде кумулятивной кривой. Для построения этой кривой находят величину накопленной частоты к концу каждого интервала. В последнем интервале накопленная частость равна единице. Поскольку кумулятивная кривая является интегральной, то при ее построении значения накопленных частостей откладывают на графике на конец каждого интервала. Построенную кривую используют для определения доли объема в любом интервале.

Для наглядности распределения проницаемости (или любого параметра) в заданных интервалах строят гистограммы. Для количественной характе-

„Таблица 16

Характеристика законов распределения

КЗ со сл

(

Показатели

Законы распределения

Нормальный

Логнормальный

Видоизмененный Максвелла

Распределение Пирсона

Плотностьраспре

деления f (х)

Закон распределения F (х)

Среднее значение М (х)

Дисперсия у {х}

Стандартное отклонение о {х}

Коэффициент вариации У {х}

Параметры закона

Границы применения закона при исследовании Физических параметров

Границы изменения ргумента

.(х-еУ

!р 2о2 У^л о

1 Г. ,, х —

— 1 + erf -— 2 [/2о j

8

О2 а (Т 8

8, 0 0 < X < СО

—СО < X < ОО1

(1пх—Ine)3 2 с 2°2 ]^2л ах

1 Г, ,, In X— In 81

— 1 + erf——

2 L/2а

о2

ее3

А3"’(1-=-"’)

ее°2 V 1 — е—°2 у

е2 /1-е-*

е, а 0 < х < ос

0 < х < ос

2 _»=!!>/25

/ях

е" V ^ х

х—ар-

21 и 1 / ^ —’

Х^=е1/

УлУ ха

3

тх.+ а

1,5^

1,204хв

1204

is+T" xft

х0, а

а ^ 0

—О < X < ОО-

Г(у)

Г (у) - Г (у, рх). Г (у),

У р.

V р2 — Vv М

1

V

Ц. V 0 < х < оо

0 < х < do

Примечание. Г — гамма-функция.

ристики распределений различных параметров пласта используют статистические показатели (VIII.19)—(VIII.24).

Нередко для удобства сопоставления определяют и законы распределения. Характеристики наиболее используемых законов приведены в табл. 16.

Применение законов распределения вместо фактических распределений позволяет автоматизировать и упростить гидродинамические расчеты процессов вытеснения. При небольшом числе данных фактические распределения подчиняются многим из перечисленных законов, что может привести к неправильным толкованиям процесса вытеснения, и к необоснованным выводам при определении необходимого количества исходных данных, применении энтропии как меры неоднородности и т. п. Поэтому лучше выбирать те законы, которые используются при большом количестве данных.

При исследовании изменения различных параметров сталкиваются со случаями, когда интегральная совокупность составляется из нескольких распределений одного и того же закона. Такое распределение называется неоднородным.

Механизм разделения неоднородного распределения вероятностных значений исследуемых параметров рассмотрен подробно в ряде работ [Хальд А., 1956 г.; Вентцель Е. С., 1962 г.].

Для сокращения трудоемких работ при обработке исследуемых параметров с целью получения параметров закона применяется, специальная вероятностная бумага. Она представляет собой некоторую координатную сетку, на которой по оси ординат отложены значения функции распределения рассматриваемого закона, выраженные через нормированную функцию распределения — накопленную частость, а по оси абсцисс — значения конца интервала исследуемого параметра в масштабах рассматриваемого закона (т. е. для нормального закона — значение конца интервала, логнормального — логарифма конца интервала и т. п.

При использовании вероятностной бумаги для установления параметров нормального закона и видоизмененного закона Максвелла необходимо помнить, что параметры пласта не могут быть отрицательными. Поэтому если на вероятностной бумаге точки накопленных частостей группируются около прямой, которая пересекает ось абсцисс в отрицательной ее части, то надо считать, что данное распределение либо не подчиняется рассматриваемому закону, либо неоднородно.

В полученных после разделения однородных распределениях уточняют параметры закона для каждого из них (лучше с использованием вероятностной бумаги). Затем определяют статистические показатели как по каждому однородному распределению, так и по пласту в целом.

Статистические показатели фактического распределения (исходного статистического ряда) определяют обычным методом, например методом моментов:

р

М {х} = х0 +й;(VIII.26)

(VIII.27)(VIII.27)

(VIII.27)

(VIII.27)

, Xi — ХА

/ = 1, 2 . . . , Р; х,= -^5- ,

11 й

fдe x0, x$ — середину интервалов с максимальным числом случаев и /-rd интервала соответственно; т, — число случаев в /-м интервале; h — шаг, или емкость интервала; Р— число интервалов в статистическом ряду.

При использовании этих формул емкость всех интервалов должна быть одинаковой. Сходимость фактического и теоретического распределений оценивается как имеющимися методами (критериями согласия), так и сходимостью основных статистических показателей, определенных по формулам (VIH.26) — ( VII 1.27) .и из табл. 16, и полученных фактических показателей для рассматриваемого закона распределения. Совпадение фактических и теоретических статистических показателей, а также плотностей распределения указывает на то, что параметры однородных распределений и их доли найдены правильно.

Если генеральная совокупность составляется из нескольких логнормальных распределений, взятых в соотношении аь а2, ..., а<, где Va/—1, то плотность такого распределения определится как

/ (In х) = -А=V 2л/ (In х) = -А=V 2лNiNi(VIII.28)(VIII.28)NN(VIII.29)(VIII.29)

/ (In х) = -А=

V 2л

/ (In х) = -А=

V 2л

Ni

Ni

(VIII.28)

(VIII.28)

N

N

(VIII.29)

(VIII.29)

ttIn X — In SfIn X — In Sf(VI11.34)(VI11.34)

t

t

In X — In Sf

In X — In Sf

(VI11.34)

(VI11.34)

где Ni — число случаев в f-м распределении; N — общее число случаев всей совокупности.

Статистические показатели неоднородного логнормального распределения определяются по следующим формулам:

Иногда для упрощения находят средние параметры закона распределения. Последние с большой долей условности можно использовать на стадии составления проекта опытной эксплуатации для приближенных расчетов добычных возможностей залежи.

Для логнормального закона средний показатель о{1п&пр} определяется как

о {In ^пр} = 1,52 Klg(l. +V2 {^пр}),(VI11.35)

Где V{^пр} — коэффициент вариации распределения генеральной совокупности, проницаемости, определенный, например, по методу моментов (VIII.22)

Для расчетов технологических показателей разработки необходимо, б одной стороны, как можно полнее учесть характер течения пластовых жидкостей, а с другой — упростить применяемые методы. Поэтому различные авторы применяют несколько отличные способы обработки информации 0 проницаемости для расчетной модели. Одинаково представление пласта, вернее, потока фильтрующейся жидкости набором трубок тока, ограниченных мнимыми стенками из траекторий движущихся частиц. Все эти трубки работают одновременно и параллельно друг другу. Каждая из них имеет вполне определенное фильтрационное сопротивление, зависящее от геометрии этой трубки тока и проницаемости на отдельных ее участках.

Условимся средней эффективной проницаемостью трубки тока называть такую проницаемость, которой должна обладать трубка тока той же геометрической формы и тех же размеров, что и рассматриваемая, но однородная по проницаемости и пропускающая при одинаковом перепаде давления такое же, как и рассматриваемая трубка тока, количество жидкостей. Поэтому в любой момент времени процесс фильтрации через любой реальный неоднородный пласт можно представить как течение через совокупность параллельно работающих трубок тока определенной геометрической формы и размеров, каждая из которых характеризуется своим значением эффективной проницаемости. '

Поскольку в каждой трубке тока имеются участки с различными величинами проницаемости, то при усреднении в каждой трубке выпадут наиболее высокие и наиболее низкие значения проницаемости. Поэтому кривая распределения проницаемости по трубкам тока всегда будет уже спектра проницаемости пласта, построенного по всем имеющимся данным, следовательно, будут меньшими величина среднего значения проницаемости и показатель неоднородности (т. е. коэффициент вариации). Известно, что чем неоднороднее пласт, тем меньше будет коэффициент нефтеотдачи и тем больше при этом должно быть добыто воды. Поэтому если принимать при расчетах не распределение проницаемости по трубкам тока, а спектр проницаемости по объему пласта, то показатели разработки будут искусственно ухудшены против фактических.

Необходимо отметить, что между значениями пористости, начальной нефтенасыщенности, коэффициента вытеснения и проницаемости часто имеется статистическая зависимость. Это необходимо учитывать при расчетах, но при этом следует помнить, что средняя эффективная проницаемость того или иного участка пласта существенно зависит от направления движения жидкости, тогда как средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности совершенно не зависят от этого направления.

Соображения теоретического характера и анализ разработки продуктивных пластов показали лучшее совпадение расчетных и фактических средних дебитов скважин при условии, что среднее расчетное значение проницаемости примерно равно значению определенному как

&&11Пр. ср — оПр. ср — оГ N22 ^ПР- 1i=lNГ N22 ^ПР- 1i=lNNN , у — i=i ^пр. I _NN , у — i=i ^пр. I _(VIII.36)(VIII.36)

&

&

1

1

Пр. ср — о

Пр. ср — о

Г N

22 ^ПР- 1

i=l

N

Г N

22 ^ПР- 1

i=l

N

N

N , у — i=i ^пр. I _

N

N , у — i=i ^пр. I _

(VIII.36)

(VIII.36)

где N — число случаев генеральной совокупности проницаемости; Апр< — i-e значение проницаемости.

Также необходимо заметить, что выбор числа трубок для установления: параметров закона и расчетов показателей разработки по ним является одним из важных моментов. Исследования показали, что при условии принятия числа трубок равным 5 и 10 и при о {In Апр}>0,5 погрешность определения времени прорыва воды составляет более 100 %. При уменьшении числа трубок происходит искусственное завышение доли нефти в потоке и тем больше, чем неоднороднее пласт.

Описанная выше обработка данных о проницаемости пласта — самая емкая, по сравнению с обработкой других параметров пласта. Для всех остальных параметров пласта и пластовых жидкостей определяются лишь различные статистические показатели, и иногда параметры законов распределения.

Глава IX

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙНЕФТИ И ГАЗА

§ 1. Общие положения

Числовые величины, характеризующие различные свойства залежей нефти и газа или процессов, протекающих в них при разработке, можно разделить на две группы: измеренные и вычисленные. К первой группе относятся результаты измерения или определения свойства (при- знака) в отдельных точках залежи, ко второй — результаты определенных; вычислительных процедур, целью которых является распространение значений признака в отдельных точках на всю залежь или на значительную ее: часть. Числовые величины второй группы, найденные как функции измерен:- ных величин, принято называть параметрами.

Результаты измерений или определений называют равноточными, если они производятся одними и теми же или равноценными по точности приборами или методами, одинаковым числом измерений и в одинаковых условиях, а главное,— на объектах одного и того же рода. Для ряда равноточных результатов измерений в качестве вероятнейшего значения принимают среднее арифметическое:

(IX.1)(IX.1)— Xj 4- Х2 + . . . + Хп 1 А

(IX.1)

(IX.1)

измерений.В практике иметь дело с низмерений.В практике иметь дело с нгде х — среднее арифметическое значение измеряемой величины; п — число

измерений.

В практике иметь дело с н

измерений.

В практике иметь дело с н

обобщения геологических данных гораздо чаще приходится еравноточными измерениями, главным образом из-за

изменчивости объекта изучения и сложности проведения наблюдений с одинаковой достоверностью. В таких условиях при вычислении вероятнейшего значения необходимо учитывать достоинство (вес) каждого измерения. Наилучшей весовой характеристикой qt измерения является величина, обратная квадрату средней квадратической погрешности ох данного измерения:

1

О^

Х1

Поскольку средняя квадратическая погрешность измерения чаще всего неизвестна, за вес принимают число измерений (<7<=м<) или объем (участок) залежи, который данное измерение характеризует (.41=V^ или qi^fi),

В этом случае вероятнейшее значение вычисляется по формуле среднего взвешенного

^ВЗВ^ВЗВ№ +w+ • • - -Удпхп^ + 92 + • • • + qn№ +w+ • • - -Удпхп^ + 92 + • • • + qn^ ^xiпi=l^ ^xiпi=l(IX.2)(IX.2)

^ВЗВ

^ВЗВ

№ +w+ • • - -Удпхп^ + 92 + • • • + qn

№ +w+ • • - -Удпхп^ + 92 + • • • + qn

^ ^xi

п

i=l

^ ^xi

п

i=l

(IX.2)

(IX.2)

Методики определения параметров вырабатываются с учетом специфики того или иного изучаемого свойства залежи. Общими при этом являются некоторые факторы, влияющие на выбор оптимальных способов осреднения:

преимущественный вид информации о том или ином свойстве (например, определения по керну или промысловой геофизике) и ее достоверность в точках наблюдений;

наличие или отсутствие систематических погрешностей метода определения свойства; ,

необходимость дифференцированного вычисления параметра по различным зонам залежи (водонефтяные, чисто нефтяные, подгазовые и др.).

Методические особенности определения параметров залежей нефти и газа целесообразно рассматривать в последовательности, обусловленной характером поступления информации в процессе поисково-разведочных работ. Изучение керна, шлама, прямые наблюдения за бурением и промыслово-геофизические исследования уже в первых поисковых скважинах дают возможность установить тип коллектора, оценить его емкость, нефтенасыщенность и фильтрационные свойства. Анализ указанных свойств и их взаимосвязей позволяет выделить эффективные мощности в разрезах скважин. Накопление подобной информации по ряду скважин позволяет изучить характер распространения пласта и изменения его мощности по площади, что совместно с данными о структурном плане и о контактах нефти (газа) с водой и нефти с газом дает возможность определить объем, занимаемый нефтью (газом).

На основании обобщения результатов опробования и исследования скважин, отбора и изучения глубинных и поверхностных проб нефти, газа и воды можно судить о продуктивности, режиме залежи и ожидаемом коэффициенте извлечения нефти и газа.

Несмотря на существенные различия методик определения разных параметров залежей, сохраняется общая рациональная последовательность анализа и обработки исходных данных. Она включает такие элементы, как локализация результатов измерения или определения признака; отбраковка значений, не удовлетворяющих кондиционным пределам или недостоверных по качеству измерения; сопоставление результатов определения признака в одних и тех же точках разными методами и выбор наиболее предпочтительного; обоснование способа осреднения признака по объему залежи, т. е. методики расчета параметра. ’

Методы определения предельных значенийпетрофизических свойств пород

при подсчете запасов нефти и газа

При подсчете запасов нефти и газа объемным методом нефтегазонасыщенный и эффективный нефтегазонасыщенный объемы пустотного пространства пласта определяются с помощью предельных значений петрофизических свойств пород. При этом выделяют два предела, причем одни авторы называют их абсолютным и нижним, другие — физическим и технологическим. Второй вариант более соответствует физической сущности этих понятий. Поэтому прц дальнейшем изложении приняты два последних термина,

Под физическим пределом понимают значения петрофизических свойств пород, начиная с которых в контуре залежи породы имеют нефтегазонасы- щенность, отличную от нуля. Физический предел позволяет определять нефтегазонасыщенный объем пустотного пространства пласта и, таким образом, подсчитывать геологические запасы нефти и газа.

Под технологическим пределом понимают значения петрофизических ■свойств пород, начиная с которых они имеют такую нефтегазонасыщенность, при которой фазовая проницаемость для нефти или газа (при определенном режиме их вытеснения) становится больше нуля. Технологический предел позволяет определять эффективный нефтегазонасыщенный объем пустотного пространства пласта и, таким образом, подсчитывать дренируемые запасы нефти и газа при осуществляемом режиме вытеснения.

Физический предел обусловлен петрофизическими особенностями пород и физико-химическими свойствами насыщающих их флюидов. Технологический предел, кроме того, зависит от осуществляемой системы разработки залежи.

Методы определения физического предела петрофизическихсвойств пород

Для разделения пород на водонасыщенные и нефтегазонасыщенные, т. е. для определения физического предела петрофизических свойств пород, в настоящее время применяются два метода, которые основаны на использовании результатов лабораторного анализа керна, отобранного с применением нефильтрующегося или фильтрующегося раствора.

Метод определения физического предела петрофизических свойств пород по результатам анализа керна, отобранного с применением нефильтрующегося раствора [Дементьев Л. Ф., 1962 г.; Котяхов Ф. И., 1975]. Строят корреляционные зависимости между изучаемым параметром и содержанием связанной воды Ав или коэффициентом начальной нефтенасы- щенности кн (или газонасыщенности йг) и при АОв = 100% или Ан(Аг)=О определяют физический предел изучаемого параметра.

Использование косвенных методов определения связанной воды при применении данной методики допускается лишь в крайнем случае, при предварительной тарировке их по данным прямого метода хотя бы для аналогичных отложений на соседних залежах.

Метод определения физического предела петрофизических свойств пород по результатам анализа керна, отобранного с применением фильтрующегося раствора [Гомзиков В. К., Емельянов Н. Н., 1976]. Строят дифференциальные или интегральные кривые распределения изучаемого параметра раздельно для нефте- или газонасыщенных и водонасыщенных образцов керна.

Физический предел изучаемого параметра при этом по дифференциальным кривым распределения определяют по значению, которое делит площадь перекрытия этих кривых на равные части, а по интегральным кривым распределения вместо условия равенства площадей используют условия равенства накопленных частот (частостей) в зоне перекрытия кривых.

При лабораторных исследованиях керна, отобранного с применением водного раствора, для установления присутствия нефти в образцах при небольшом ее содержании необходимо применять колориметрический метод, а не весовой, так как из-за меньшей разрешающей способности весового метода в рассматриваемом случае можно получить ошибочные результаты.

При применении данного метода определения физического предела петрофизических свойств пород использовать результаты анализа керна, отобранного с применением фильтрующегося раствора на нефтяной основе, не рекомендуется, так как это может привести к ошибочным результатам из-за проникновения фильтрата раствора в микротрещины и наиболее крупные поры чисто водонасыщенных образцов керна.

Методы определения технологического предела петрофизическихсвойств пород

Для разделения нефте- и газонасыщенных пород на коллекторы и не- коллекторы, т. е. для определения технологического предела петрофизических свойств пород, в настоящее время существует довольно много методов, которые можно разделить на две группы.

К первой группе относятся методы, основанные на использовании только результатов лабораторных исследований керна, отобранного с применением нефильтрующегося раствора.

Ко второй группе относятся методы, основанные на использовании результатов лабораторных исследований керна, отобранного с применением как фильтрующегося, так и нефильтрующегося раствора, с привлечением данных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин.

К первой группе относятся следующие методы.

Метод определения технологического предела петрофизических свойств пород, основанный на использовании корреляционной зависимости между исследуемым параметром и эффективной проницаемостью [Ханин А. А., 1976]. По результатам специально поставленных опытов на раз личных образцах керна выводят корреляционную зависимость между исследуемым параметром и эффективной проницаемостью &Пр. а» для нефти или газа, определенной при остаточной водонасыщенности исследуемых образцов керна. Принимая Ацр. Эф=0, находят технологический предел изучаемого параметра.

Метод определения технологического предела петрофизических свойств пород, основанный на использовании корреляционной зависимости между исследуемым параметром и влажностью [Котяхов Ф. И., 1975]. По результатам анализа керна строят кривую корреляционной зависимости между исследуемым параметром и влажностью; технологический предел изучаемого параметра находится по точке перегиба этой кривой, т. е. по точке максимального значения влажности.

Метод определения технологического предела петрофизических свойств пород по корреляционной зависимости между исследуемым параметром и коэффициентом вытеснения нефти [Багаутдинов А. К., 1970; Мар- тынцив О. Ф., 1970]. По результатам специально проведенных опытов на различных образцах керна с обязательным моделированием связанной воды и пластовых условий определяют коэффициент вытеснения нефти водой (или другим агентом). Затем выводят корреляционную зависимость между исследуемым параметром и коэффициентом вытеснения &вт и, принимая &вт=0, по данной зависимости определяют технологический предел изучаемого параметра.

Методы определения технологического предела, предложенные Г. Г. Яценко, А. В. Ручкиным (1975 г.) и В. П. Саниным (1976 г.), —разновидность первого метода, так как в основу их практически положен также коэффициент вытеснения, который выступает соответственно в виде произведения кпоквцкн или произведения квткн, где йп о — коэффициент открытой пористости.

Определение £вт при использовании рассмотренных методов по результатам анализа керна не рекомендуется, так как процесс' промывки керна фильтратом глинистого раствора существенно отличается от процессе вытеснения нефти водой. Кроме того, при определении остаточной нефтенасыщен- ности по результатам анализа керна в последнюю необходимо вводить поправку, учитывающую вытеснение нефти из керна за счет разгазирования ее при подъеме керна с забоя скважины на поверхность, что требует постановки экспериментов, аналогичных опытам по определению коэффициента вытеснения.

Рассмотренные методы определения технологического предела петрофизических свойств пород могут быть использованы в том случае, когда керн отбирается с применением нефильтрующегося раствора, так как для этих

методов необходимы достоверные данные б содержании связанной воды ДЛя каждого образца керна.

Использование косвенных методов определения связанной воды, как отмечалось выше, возможно лишь в крайнем случае, при предварительной тарировке их по данным прямого метода хотя бы для аналогичных отложений на соседних залежах.

Ко второй группе методов определения технологического предела петрофизических свойств пород относятся следующие:

Метод определения технологического предела абсолютной проницаемости [Pirson S. J., 1958]. По данным гидродинамических исследований скважин (кривым восстановления давления) находят пропускную способность скважины (АпрА), по данным промыслово-геофизических исследований определяют эффективную мощность исследуемого интервала пласта (АЭф) и по формуле

рассчитывают эффективную проницаемость. По кернограмме проницаемостей находят технологический предел абсолютной проницаемости таким образом, чтобы средняя абсолютная проницаемость исследуемого интервала была бы равна рассчитанной эффективной проницаемости.

Метод определения технологического предела открытой пористости и абсолютной проницаемости [Halgate М. М., 1960 г.]. По результатам анализа керна строят интегральные кривые распределения общей мощности исследуемого интервала пласта по открытой пористости//(Апо) или абсолютной проницаемости Я(Апр. абс), по данным промыслово-геофизических исследований определяют эффективную нефте- или газонасыщенную мощность этого интервала АЭф и графически по Я(АМ0) или Я(Апр. абс) по известной величине й3ф находят технологический предел Ап0 или Апр. абс.

Данный метод может быть применен только в случае, когда имеется практически полный вынос керна из исследуемого интервала пласта и весь керн проанализирован, так как в противном случае по керну невозможно определить мощность пород, соответствующую тому или иному интервалу Апо или Апр. абс при построении кривых Я(АП0) или Я(Апр. абс).

Метод определения технологического предела петрофизических свойств пород, основанный на использовании корреляционной зависимости между исследуемым параметром и удельным коэффициентом продуктивности [Гомзиков В. К., Емельянов Н. Н., Кочетов М. Н., 1967 г.; Вендель- штейн Б. Ю., Царев Н. В., 1969 г.]. Между исследуемым параметром, определенным по результатам анализа керна или данным промысловой геофизики, и удельным коэффициентом продуктивности (<7УД) этих интервалов по данным гидродинамических исследований (по индикаторным кривым) и промысловой геофизики выводят корреляционную зависимость и, принимая ^уд=0, т. е. фактически принимая равной нулю фазовую проницаемость для нефти или газа, по данной зависимости находят технологический предел изучаемого параметра.

При использовании этого метода в тех случаях, когда индикаторные линии представляют собой выпуклые кривые по отношению к оси дебитов, т. е. когда коэффициент продуктивности зависит от депрессии, удельный коэффициент продуктивности необходимо определять для той депрессии, при которой будет разрабатываться залежь.

Таким образом, рассмотренные методы определения предельных значений петрофизических свойств пород позволяют подсчитывать геологические запасы нефти и газа с учетом различной исходной информации. Эти методы дают возможность независимо определять эффективные нефте- и газонасыщенные объемы пластов для различных условий разработки залежей, что способствует более объективным данным при подсчете запасов нефти и газа объемным методом.

| 3. Особенности определения параметров, характеризующихколлекторские свойства продуктивных пластов

При определении параметров, характеризующих коллекторские свойства пород, в общем случае последовательно решаются две основные задачи. Сначала по данным первичных измерений или определений вычисляются средние значения признака по разрезу скважины, а затем устанавливается параметр для залежи в целом или для некоторой ее части.

Определение значения признака в скважине возможно двумя разными способами. Первый способ заключается в том, что по сопоставлению результатов определения признака разными методами выбирается один наиболее предпочтительный и данные, полученные этим методом, используются для вычисления параметра.

Второй способ основан на разбиении всей совокупности прослоев-коллекторов в скважинах на некоторое небольшое число видов или типов, для которых затем по комплексу геолого-промысловых и промыслово-геофизических данных определяются диапазоны изменения коллекторских свойств и их средние значения. Задача определения свойства в конкретном прослое любой скважины сводится к отнесению его к тому или иному виду и решается с использованием определенных выработанных критериев. Ниже рассмотрим методические особенности определения коллекторских свойств двумя указанными способами.

Пористость (или в более широком смысле емкость) коллектора определяется по результатам лабораторных анализов кернов или по данным промыслово-геофизических исследований (см. гл. IV). Лабораторные определения дают наиболее точные оценки пористости, которые, однако, характеризуют лишь весьма ограниченный объем пласта. Кроме того, сплошной отбор керна достигается довольно редко, а отобранный керн анализируется выборочно через 25—30 см интервала разреза. Поэтому точная привязка керновых данных к разрезу скважины иногда бывает затруднительной.

Промыслово-геофизические исследования дают непрерывную кривую замеров пористости во всех скважинах с качественным каротажем, но при этом данные о пористости менее точны, чем определяемые по керну. Основной источник погрешностей при этом — недостаточная обоснованность методики определения пористости или несоответствие ее геологическим особенностям данного пласта.

При выборе метода определения параметра пористости анализ и обработка имеющейся информации производятся в такой последовательности:

привязка результатов определения пористости по керну к разрезу скважин и отбраковка значений, не удовлетворяющих установленным пределам;

анализ представительности имеющихся определений пористости;

сопоставление лабораторных и геофизических определений пористости и выбор метода вычисления параметра.

Привязка лабораторных определений пористости к разрезу скважины осуществляется путем анализа изменения литологического состава пород в разрезе пласта по керну и комплексу промыслово-геофизических исследований (ПС, БКЗ, КМЗ, РК, кавернограмма). Сопоставляя последовательность смены литологических разностей пород, можно внести поправку в привязку керна к разрезу скважины. Все результаты лабораторных опре-- делений пористости перед осреднением должны быть проанализированы на наличие технических погрешностей измерения, в некоторых сомнительных случаях необходимо сделать контрольные измерения образцов. Аналогичный анализ должен быть произведен и с результатами определения пористости по промыслово-геофизическим данным.

Убедившись в отсутствии технических погрешностей определения пори- тости, приступают к анализу представительности имеющихся данных. При этом учитывается соотношение таких показателей, как общий объем определений пористости; число скважин, по которым имеются определения; рав-

номерность размещения таких скважин по площади залежи; процент выноса керна; число образцов из интервала отбора керна, приходящееся на 1 м мощности, и др.

Для получения объективной картины освещенности объема залежи определениями пористости все показатели изученности признака или наиболее существенные из них целесообразно представить графически, как это сделано на рис. 84.

Анализ рис. 84 позволяет оценить равномерность освещенности пласта определениями пористости с учетом выноса керна и других показателей изученности залежи. Полученные выводы можно использовать для корректирования дальнейшего процесса изучения залежи в части планирования отбора керна по разрезу и площади.

Если пласт достаточно полно охарактеризован керном, то среднее значение пористости рассчитывают по данным керна. В противном случае

Рис. 84. Характеристика освещенности залежи определениями пористости (по 3. Г. Борисенко, М. Н. Сосону)

используют данные геофизических методов исследования. При этом предварительно сопоставляют геофизические определения пористости с данными по керну в тех интервалах, где имеется представительный отбор керна. Такое сопоставление выполняется раздельно для нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В результате сопоставления выявляется степень расхождения в оценке пористости разными методами и его преимущественный знак, свидетельствующий о наличии систематической погрешности того или другого метода. Некоторое завышение результатов геофизических данных возможно в тех случаях, когда наблюдается разрушение в процессе бурения наиболее пористых разностей пород. Чтобы убедиться в наличии или отсутствии этого явления, следует провести дополнительный анализ процента выноса керна по методике, суть которой изложена в гл. XII. Если такой анализ покажет, что нет оснований считать пористость по керновым данным заниженной, то в результаты определения пористости геофизическими методами должны быть внесены соответствующие поправки.

В тех случаях, когда расхождения между лабораторными и геофизическими определениями пористости незначительны и нет оснований опасаться систематических погрешностей, предпочтителен метод, дающий наиболее полную характеристику залежи по изменчивости пористости. Наилучшим критерием для выбора метода может быть величина относительной средней квадратической погрешности среднего значения пористости, установленной с учетом характера ее изменчивости и особенностей вычислений.

Среднее значение порИСтоСтй Вычисляется й следующем порядке. Сначала по формуле (IX.2) находят среднее взвешенное значение пористости по разрезу скважин. В качестве весов в этом случае берут значения мощности геофизически однородных интервалов пласта. Интервалы разреза с пористостью ниже предельных значений в расчет не идут. При определении пористости по лабораторным исследованиям керна значение ее в геофизи^ чески однородном интервале пласта чаще всего вычисляется как среднее арифметическое, а средняя пористость по скважине — как средняя взвешенная по интервалам мощности, как в предыдущем случае. Если пористость, определенная по керну, мало изменяется по разрезу пласта (разница значений пористости в соседних интервалах невелика), то взвешивание по мощности в этом, случае излишне, достаточно вычислить среднюю арифметическую величину. Значения пористости, меньшие нижнего предела, должны исключаться из расчета среднего, но при этом обязательно должна исключаться часть мощности пласта. Если каротажная характеристика не позволяет выделить мощность с некондиционной пористостью, то и при расчете пористости следует учитывать все образцы во избежание завышения среднего.

Средняя (взвешенная и арифметическая) пористость по скважинам определяется раздельно для нефте- и водонасыщенной частей пласта.

Осреднение пористости по площади залежи в зависимости от изменчивости ее средних значений по скважинам и числа скважин с определениями этого свойства производится разными способами. При существенной изменчивости необходимо строить карты пористости. Высота сечения такой карты должна выбираться в соответствии с рекомендациями гл. VII. Параметр пористости вычисляется по формуле (IX.2), где в качестве весов берутся площади элементарных полей карты.

В тех случаях, когда средняя пористость в скважинах изменяется по площади незначительно, строить карту нет необходимости, достаточно ограничиться средней арифметической величиной пористости, вычисленной по средним значениям этого признака в скважинах.

Если по каким-либо причинам пористость должна определяться по лабораторным данным, а процент выноса керна по скважинам резко различен и отбор его произведен из разных частей пласта, то в этих случаях параметр пористости следует вычислять по формуле (IX.2), а в качестве весов надо использовать число измерений пористости в скважине.

В методике определения нефтенасыщенности много общего с методикой определения пористости, но вместе с тем имеется ряд особенностей, обусловленных характером распределения этого признака в залежи и условиями измерения его величины. В настоящее время прямым методом определения нефтенасыщенности принято считать расчет величины этого признака по остаточной водонасыщенности, установленной на кернах, полученных при бурении скважин на безводном растворе. Другие методы определения нефтенасыщенности: по геофизическим данным или по лабораторным исследованиям связанной воды способами капиллярного давления, цент трифугирования, капиллярного впитывания, испарения, хлоридным и др.— являются косвенными, и при их применении необходим тщательный учет всех факторов, влияющих на качество результатов.

Поскольку информация о нефтенасыщенности кернов, выбуренных при безводном растворе, из-за сложности метода может рассматриваться только как эталонная или контрольная, важное значение имеет сопоставление данных этого метода с результатами косвенных определений, полученных по тем же скважинам. Так, по данным В. П. Санина (1978 г.), в неоднородных коллекторах Западной Сибири, Мангышлака, Башкирии и некоторых других районов наиболее близкое совпадение нефтей асыщенностей, определенных прямым и косвенным методами, наблюдается при значениях ее более 50 % и высокой проницаемости. В мелкопористых и слабопроницаемых коллекторах косвенные методы могут дать завышенные значения. То же самое можно сказать о тонкослоистых коллекторах, для которых прямой метод показывает более высокое содержание остаточной воды, чем косвен-

ные. Подобное сопоставление при тщательном его выполнении позволяет сделать важные выводы о правомерности применения тех или иных методов определения нефтенасыщенности в разных частях разреза или даже в разных частях одной достаточно крупной залежи.

При определении нефтенасыщенности по геофизическим данным сначала вычисляют среднюю взвешенную по мощности величину ее в каждой скважине. Дальнейший расчет параметра производят в зависимости от характера изменчивости его по залежи. Если значения средней взвешенной нефтенасыщенности в скважинах мало отличаются друг от друга или в их изменении нет определенных закономерностей, то параметр нефтенасыщенности вычисляют как среднюю арифметическую величину из значений ее в скважинах.

При наличии закономерных изменений по площади строят карты нефтенасыщенности, а параметр определяют как среднюю взвешенную по площади величину. Если на залежи имеются обширные водонефтяные зоны, то среднюю взвещенную нефтенасыщенность необходимо определять раздельно для чисто нефтяной и водонефтяной зон.

Коэффициент вытеснения тесно связан с нефтенасыщенностью, он имеет большое значение для оценки продуктивности и определения коэффициента нефтеизвлечения. Теоретически величина коэффициента вытеснения может быть оценена по формуле (IV.13). Однако такая оценка будет приближенной, если не учитывать реальные условия фильтрации жидкости при разработке. Поэтому на практике величину коэффициента вытеснения определяют по данным лабораторных исследований кернов с соблюдением условий подобия вытесняемой и вытесняющей жидкостей, времени прокачки воды и т. д. (см. § 1 гл. IV).

Из-за трудоемкости анализов число определений коэффициента вытеснения бывает обычно ограниченным и даже на крупных залежах редко превышает 20—50. Для оценки этого параметра берут среднюю арифметическую величину по данным всех качественно выполненных анализов.

При определении коэффициента вытеснения на стадии проектирования технологической схемы разработки такое число определений коэффициента вытеснения обеспечивает практически достаточную достоверность параметра. На стадии составления проекта разработки желательно иметь более надежную оценку коэффициента вытеснения, а главное,— более дифференцированную по отдельным прослоям или зонам эксплуатационного объекта. Для этого при наличии благоприятных условий можно воспользоваться косвенными методами определения коэффициента вытеснения по другим признакам, определяемым в массовом порядке с использованием соответствующих статистических зависимостей. Так, Ф. С. Акбашев, Л. Ф. Дементьев, В. П. Санин [Акбашев Ф. С., Дементьев Л. Ф., Санин В. П., 1973] предлагают использовать связь между коэффициентом вытеснения £вт и показателем Рк, являющимся обобщенной характеристикой фильтрационно-емкостных свойств породы и определяемым по формуле

Рк = Йп 1g ^пр» (IX.3)

где &„ и &Пр — соответственно коэффициенты пористости и проницаемости.

Связь ^вт с Рк более тесная, чем с дп и ДПр в отдельности. Так, для Тетерево-Мортымьинского месторождения

Йвт = 0,4838 + 0,0039 Рк — 0,000 015 Р^

а для Трехозерного

Авт= 0,324 + 0,0085 Рк —0,000 41 Р^.

В первом случае корреляционное отношение т)=0,85 при среднем квадратическом отклонений ст=0,03; во втором — т)=0,90 при о=0,04. Как видим, связь между этими показателями довольно тесная, и ее можно использовать для определения 7?вт всех рбразцов, по которым определены

пористость и проницаемость. Такой подход позволяет, во-первых, получить более представительную выборку определений Авт, во-вторых, при наличии • большого объема керновых данных дифференцировать Авт по отдельным пропласткам залежи, по разным зонам подсчета запасов и т. д.

В зависимости от характера изменчивости Авт по залежи среднее значение этого параметра можно определять теми же приемами, что и пористость.

Проницаемость — один из наиболее изменчивых признаков продуктивных пластов, причем характеристики наблюдаемой изменчивости существенно зависят от метода определения этого свойства в отдельных точках. Наибольшей изменчивостью характеризуются величины проницаемости, определенные по данным лабораторных исследований кернов, на втором месте по изменчивости стоят результаты определения проницаемости по промыслово-геофизическим данным и на третьем — по данным гидродинамических исследований скважин (по кривым восстановления давления, или по коэффициентам продуктивности). Погрешности точечных определений проницаемости для .трех названных методов распределяются в обратном порядке.

Проницаемость как параметр не используется непосредственно для подсчета запасов объемным методом, однако знание ее необходимо для оценки коэффициента нефтеизвлечения и расчета технологических показателей разработки.

Высокая изменчивость проницаемости по разрезу и площади во многих случаях делают бессмысленным применение строгих методов расчета этого параметра с построением карт и взвешиванием по ним. По данным разведки проницаемость определяют чаще всего как среднюю арифметическую величину по всём определениям за вычетом некондиционных значений. При этом все имеющиеся данные предварительно обрабатывают в той же последовательности, как это изложено выше на примере пористости.

В некоторых пособиях по проектированию разработки [Борисов Ю. П., Рябинина 3. К., Воинов В. В., 1976] рекомендуется при обработке исходных данных строить статистический ряд проницаемости (см. гл. VIII), т. е. распределение всех имеющихся определений этого признака, исключая значения, которые оказались меньше нижнего предела, по определенным интервалам, например через 5-10~и м2. Такой ряд облегчает расчеты средних значений проницаемости, средних квадратических отклонений и других характеристик законов распределения.

При обработке данных о проницаемости, полученных по большому массиву скважин, что бывает на стадии составления проекта разработки или анализа этого процесса, иногда целесообразно строить карты-схемы этого признака, задавшись каким-нибудь интервалом его изменения. С помощью таких карт появляется возможность характеризовать изменчивость проницаемости по отдельных пропласткам или участкам залежи. Кроме того, по ним можно получать приближенные средние взвешенные по площади значения проницаемости.

В практике изучения свойств залежей нефти и газа нередка такая ситуация, когда несмотря на большое число скважин (разведочных и разработочных) возникают затруднения с определением коллекторских свойств и особенно характеристики их изменчивости по площади и разрезу. Чаще всего это бывает на старых месторождениях, при разведке которых керн отбирался в недостаточном объеме, а комплекс промыслово-геофизических исследований неодинаков по скважинам, что не позволяет выбрать какой- нибудь один достаточно надежный метод определения коллекторских свойств.

В этих условиях единственным способом получения информации о пористости, нефтенасыщенности, а иногда и о некоторых других свойствах по всем или по значительному большинству скважин является группирование пород-коллекторов в сравнительно небольшое число сходных по свойствам видов (или типов), которые характеризуются довольно узкими интервалами изменения коллекторских свойств.

Так, в Нижнем Поволжье полуЧЙла раёп0оётрйненйе метоДйкй ойреДё- ления пористости и нефтегазонасыщенности на основе видовой классификаций коллекторов И. Е. Эйдмана, согласно которой при пересчете запасов нефти и газа пласта Б1 Жирновско-Бахметьевского месторождения было установлено четыре вида песчаников [Загоруйко А. А., Михайлова С. Е., Фурсов А. Я., 1966 г.1.

К I виду отнесены наиболее однородные по Составу песчаники с содержанием фракции 0,25—0,1 мм до 95 %. Пористость песчаников этого вида колеблется от 23 до 30 %; нефтегазонасыщенность от 0,86 до 0,95; проницаемость свыше 1 • 10-12 м2. В водоносной части пласта удельное сопротивление таких песчаников колеблется от 0,3 до 0,8 Ом • м, а в продуктивной от 350 до 3000 Ом • м. Зона инфильтрации отсутствует, на микрозондах отмечаются отрицательные приращения, кривая ПС слабо дифференцирована, на кривой ГК — пониженные значения.

Песчаники II вида менее однородны, фракции 0,25—0,1 мм в них содержатся в среднем 82 %, а фракции менее 0,01 мм до 6,2 %. Пористость песчаников изменяется от 17 до 25 %; нефтегазонасыщенность от 0,75 до 0,92; проницаемость от п-Ю™14 до п-10-13м2. На каротажных диаграммах против песчаников II вида фиксируется зона проникновения ограниченных размеров; ПС и ГК характеризуются глубокими минимумами; удельные сопротивления в водоносной части 0,6—1,5 Ом-м, в продуктивной 50—350 Ом -м.

Песчаники III вида обладают пониженными коллекторскими свойствами. Они характеризуются глубоким и предельно глубоким проникновением и подразделяются на подвиды Ша и Шб. Подвид Ша в водоносных пластах имеет удельное сопротивление от 10 до 50 Ом-м, а в продуктивных от 15 до 200 Ом-м. Кривые ПС, ГК и НГК аналогичны кривым против водоносных пластов. Пористость песчаников этого подвида изменяется от 8 до 15 %, нефтегазонасыщенность от 0,6 до 0,8. Песчаники подвида Шб низкопористые и плотные, их пористость не более 10 %. Как правило, эти песчаники непроницаемые и при определении эффективного объема не учитываются.

Песчаники IV вида глинистые, с равномерным распределением глинистого материала. Они подразделяются на подвиды Iva и IV6. К продуктивным разностоям отнесен подвид IVa. Для него характерны ограниченная зона инфильтрации, повышенные ПС. и ГК, низкие удельные сопротивления в продуктивной части пласта. Пористость изменяется от 12 до 18 %, нефтегазонасыщенность от 0,45 до 0,65. Песчаники подвида IV6 сильноглинистые и в эффективную мощность не включаются.

В разрезе пласта Б1 выделены I, II виды и подвид IVa на Жирнов- ской площади и I, II виды и подвиды Ша, IVa на Бахметьевской.

Сопоставление средних значений пористостиСопоставление средних значений пористостиДля более точной оценки пористости и нефтегазонасыщенности установленных видов использованы определения этих свойств по пласту Бь Для характеристики видов по пористости, кроме небольшого количества керновых данных, привлекались-результаты определения этого признака по геофизическим данным в некоторых интервалах пласта. Наиболее надежные

Сопоставление средних значений пористости

Сопоставление средних значений пористости

Вид коллектора

Пористость по БКЗ

Пористость по кернам

Число определений

Интервалы изменения, %

Средняя, %

Число определений

Интервалы изменения, %

Средняя, %

I

4

22—29

26,5

6

25—31

27,5

II

47

17—26

21,5

10

19—25

21,3

IVa

7

11—18

14,5

7

11—19

13,5

Таблица 17

результаты определения пористости дает метод БКЗ для водоносных пластой. Поэтому по законтурным скважинам пласта Bi в каждом прослое, отнесенном к тому или иному виду, было получено значение пористости по относительному сопротивлению. К этим же прослоям привязаны керновые определения этого свойства. В табл. 17 сопоставляются средние значения пористости для видов коллектора по БКЗ и кернам.

Как видно Из табл. 17, между геофизическими и керновыми данными нет систематических расхождений, а сами средние отличаются не более чем на 1 %.

При обосновании средней пористости коллекторов I вида помимо результатов определений по БКЗ использованы и анализы кернов из продуктивных скважин. Среднее значение пористости по совместным данным составляет 27 %. В продуктивных скважинах И Вид и подвид IVa охарактеризованы лишь единичными образцами, поэтому средняя пористость в них получена по методу БКЗ и составляет соответственно 21,5 и/14,5 %.

Возможные отклонения средних значений пористости в видах характеризуются доверительными интервалами:

где fen — среднее арифметическое значение пористости для вида; о^п—Дис- Персия внутри вида; п— число определений, использованных для вычисления среднего £р — коэффициент, зависящий от принятой доверительной вероятности Р=0,7 и числа степеней свободы r=n—1.

Доверительные интервалы средней пористости каждого вида коллектора приведены в табл. 18.

Таблица 18

Доверительные интервалы средней пористости

Вид коллектора

Число определений п

*п- %

Дисперсия о8, %

Среднее квадратическое отклонение о, %

Доверительные интервалы I, при р = 0,7

I

10

27,0

8,0

2,84

26; 28

II

47

21,6

14,5

4,1

2,01

21,3; 21,9

IVa

7

6,0

2,46

13,5; 15,5

Как видно Из табл. 18, среднее значение пористости для видов определено с различной достоверностью. Наиболее надежно оно вычислено для II вида. Для I вида и подвида IVa йп может существенно отличаться от математического ожидания М{кпУ Объемы пород, относимых к тому или иному виду, неодинаковы, поэтому для оценки точности определения пористости в каждой скважине необходимо учитывать отклонения элементарных прослоев дифференцированно по видам.

Погрешность определения пористости единичного прослоя по видовым признакам с вероятностью 0,7 равна среднему квадратическому отклонению ст значений признака в каждом Виде. Учитывая малое количество данных для вычисления средней пористости I вида и подвида IVa, фактические значения ст в соответствии со способом Стьюдента необходимо умножить на коэффициент tp.

При Р=0,7 tp для I вида равен 1,1, а для подвида IVa 1, 13. В таком случае погрешность определения пористости отдельного прослоя т^ в I виде будет равна ±1,3 %; во II виде примерно ±2 % и в подвиде IVa приблизительно 2,8 %.

Относительные погрешности определения пористости таких прослоев составляют соответственно ±11,5; ±9,7 и ±19,1 %. Таким образом, относительная погрешность определения пористости отдельного прослоя для. I и II видов соизмерима с точностью метода Б КЗ (± 10 %), а для подвида IVa 'значительно больше.

Комплексное использование геофизических данных в видовой классификации обеспечивает устойчивость количественных значений коллекторских свойств внутри видов, поскольку прослои группируются в виды не механически; эта группировка базируется на объективных связях литолого-физических параметров пород и их геофизических характеристик. Отдельные локальные изменения физических свойств коллекторов (например, уменьшение пористости и проницаемости на некоторых участках законтурной зоны вследствие изменения состава и типа цемента) сказываются на отнесении прослоя к тому или иному виду, тогда как средние значения признака в виде при достаточном числе определений изменяются незначительно. Когда законтурная зона резко отличается по коллекторским свойствам от продуктивной части пласта, применять для вычисления пористости видов только данные БКЗ затруднительно, так как высокопористые прослои не будут охарактеризованы (в законтурной зоне будут только низкопористые виды коллекторов). В таких случаях виды следует обосновывать по кернам из продуктивных скважин.

Пласт Б1 характеризуется литологической однородностью. Гранулометрический состав, количество и тип цемента в песчаниках одного вида одинаковы для законтурной и внутриконтурной зон.

В законтурных скважинах встречены те же виды коллекторов, что и в продуктивных. Все это позволяет написать средние значения пористости в видах, определенные по ограниченному числу пересечений, соответствующих прослоям, выделенным во всех скважинах пласта.

Нефтегазонасыщенность в скважинах пласта Bi определена через величину параметра нефтегазонасыщения Рн (см. § 2 гл. IV).

Необходимые при этом значения удельного сопротивления продуктивных пластов рНг определяли по БКЗ в каждом прослое, а для обоснования величина удельного сопротивления пласта при полном водонасыщении рвп использовали видовую классификацию коллекторов.

Для каждого из видов в законтурных скважинах были найдены средние значения удельного сопротивления по БКЗ. Величина рВп для I вида равна 0,57 Ом ■ м для II вида 1,04 Ом • м, а для подвида IVa 2,06 Ом • м. Дифференцированное определение рвп по видам позволило получить более точные оценки нефтенасыщенности в каждом геофизически однородном интервале пласта.

Вычисление параметров при условии группирования коллекторов может производиться по-разному. В приведенном выше примере пористость и неф- тенасыщенность в каждой скважине определялись как средние взвешенные по мощности каждого вида, выделенного в скважине. По этим данным были построены карты пористости и нефтенасыщенности, по которым были вычислены средние взвешенные по площади значения этих параметров.

Возможен и другой прием осреднения. Перемножив значения пористости, нефтенасыщенности и мощности интервала того или иного вида, получают комплексную величину, характеризующую удельные запасы. Суммируя запасы в интервалах коллекторов разных видов, находят значения запасов в скважинах. Далее обычным методом строят карту удельных запасов и по ней подсчитывают запасы залежи в целом или отдельных ее участков.

Аналогичный способ группирования коллекторов применялся при подсчете запасов газовых залежей в сеноманских отложениях Западной Сибири [Масленников В. В., Ханнанов 3. Д., 1978 г.]. Типы коллекторов выделялись по комплексу промыслово-геофизических данных, газогидродинамических исследований и анализа керна. Выделено пять типов коллекторов, для которых определены свои средние значения параметров, которые затем взвешивались по объему каждого типа. Этот способ позволил точнее оценить параметры коллекторских свойств и подсчитать запасы газа.

Особенности определения параметров, характеризующихфизические свойства нефти

Параметры, характеризующие физические свойства нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, давление насыщения, газовый фактор), используются как .при подсчете запасов, так и при проектировании разработки. Наиболее надежные данные о физических свойствах нефти получаются по результатам исследования глубинных проб. Если плотность нефти определена по глубинным пробам и соответствует пластовым условиям, то в этом случае при подсчете запасов пересчетный коэффициент (величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти) не учитывается.

При отсутствии глубинных проб плотность нефти определяют по поверхностным пробам (при стандартных условиях на поверхности), а объемный коэффициент — косвенным путем по данным фракционного состава растворенного в нефти газа.

Если изменчивость физических свойств нефти в залежи незначительна, то параметры, характеризующие эти свойства, рассчитывают как средние арифметические значения по данным всех качественно отобранных и проанализированных проб. Однако чаще физические свойства нефти, например плотность или вязкость, изменяются в пределах залежи под влиянием различных геологических факторов. Так, в залежах с обширными водонефтяными зонами плотность нефти в приконтактной части более высокая, что объясняется процессами окисления нефти на контакте с пластовой водой.

Следовательно, выявление изменчивости физических свойств нефти в залежи — один из важнейших моментов при обработке имеющихся исходных данных перед определением параметров. При этом используют некоторые методические приемы систематизации и обработки информации.

В некоторых залежах со значительным этажом нефтеносности наблюдается закономерное изменение физических свойств нефти с глубиной. На рис. 85 показан характер изменения этих свойств, определенных по результатам анализа глубинных проб массивной залежи нефти в карбонатных коллекторах. При этом видно, что объемный коэффициент, газовый фактор и давление насыщения с глубиной уменьшаются, а плотность и вязкость возрастают.

Эти графики можно использовать для определения средних взвешенных по объему залежи значений параметров. Для этого выбирают абсолютную отметку, на уровне которой условная горизонтальная плоскость делит объем залежи примерно поровну. Параметры физических свойств нефти, взятые по графикам рис. 85 на уровне данной отметки, будут достаточно близкими к средним взвешенным по объему.

В пластовых залежах небольшой высоты из-за общего относительно высокого фона изменчивости иногда трудно установить наличие закономерности в изменении свойств нефти. В этих случаях для того чтобы убедиться в наличии таких закономерностей, целесообразно провести на некоторых типичных залежах специальные геолого-статистические исследования. Примером таких исследований может служить анализ изменчивости плотности дегазированной нефти бобриковской залежи Коробковского месторождения Волгоградской области.

Залежь нефти в этом горизонте приурочена к пологой брахиантикли- нали с углами падения на крыльях от 1 до 3°. Пласт сложен песчаниками и алевролитами, иногда переходящими в глины. Число прослоев песчаников в скважинах изменяется от 1 до 5—7. Пористость, по керновым данным, колеблется от 8—10 до 29 %, а проницаемость — от ««Ю-1® до п*10“12 м2.

Чтобы избежать влияния процесса разработки на изменчивость физических свойств нефти (в данном случае плотности, определенной по поверхностным пробам), для анлиза взяты данные за 1959—1960 гг., т. е. на начало разработки.

Влияние отдельных факторов или их совокупности на характер изменчивости признака может быть исследовано с помощью многофакторного дисперсионного анализа, который позволяет разложить общую дисперсию

признака на дисперсии, обусловленные влиянием учитываемых факторов, и остаточную дисперсию или случайную, зависящую от неучтенных причин. Было проанализировано влияние трех факторов: сезонности отбора пробы (А), литолого-физических свойств коллекторов (В) и гипсометрии интер-

Объемный коэффициент (3)

1,00 1,021,04

Плотность разгазированной нефти (6), г/см®

Рис. 85. Характер изменения физических свойств нефти с глубиной (у точек указаны номера скважин, в которых отбирались пробы) ■'

валов отбора пробы (С). По каждому фактору выделено еще несколько групп. По фактору А — три группы в соответствии со временем года, поскольку визуально было замечено некоторое увеличение значений плотности в пробах, отбираемых в жаркие месяцы. В группу Ai отнесены данные

шие по коллекторским свойствамшие по коллекторским свойствамРис. 86. Схема размещения скважин с отборами проб для определения плотности нефтиРис. 86. Схема размещения скважин с отборами проб для определения плотности нефти/ — скважины; 2 — границы участков с разными литолого-физическими свойств вами коллекторов; 3 — линия разделения скважин по гипсометрическому положению интервалов перфорации/ — скважины; 2 — границы участков с разными литолого-физическими свойств вами коллекторов; 3 — линия разделения скважин по гипсометрическому положению интервалов перфорацииТаблица 19Сравнение значений Е-критериевТаблица 19Сравнение значений Е-критериевТабличные значенияF-критерия при уров-не значимостиТабличные значенияF-критерия при уров-не значимости3,002,223,853,002,223,854,623,046,664,623,046,66на изменчивости плотностина изменчивости плотности

шие по коллекторским свойствам

шие по коллекторским свойствам

Рис. 86. Схема размещения скважин с отборами проб для определения плотности нефти

Рис. 86. Схема размещения скважин с отборами проб для определения плотности нефти

/ — скважины; 2 — границы участков с разными литолого-физическими свойств вами коллекторов; 3 — линия разделения скважин по гипсометрическому положению интервалов перфорации

/ — скважины; 2 — границы участков с разными литолого-физическими свойств вами коллекторов; 3 — линия разделения скважин по гипсометрическому положению интервалов перфорации

Таблица 19

Сравнение значений Е-критериев

Таблица 19

Сравнение значений Е-критериев

Табличные значенияF-критерия при уров-не значимости

Табличные значенияF-критерия при уров-не значимости

3,00

2,22

3,85

3,00

2,22

3,85

4,62

3,04

6,66

4,62

3,04

6,66

на изменчивости плотности

на изменчивости плотности

анализов проб, отобранных в. I, II, III и XII месяцах года, в группу А2 — анализы IV, V, X, XI ив группу А3 — VI, VII, VIII и IX месяцев.

По фактору В выделены шесть участков: В4, В5 и Be представляют луч-

части залежи с эффективной мощностью

около 20 м и более; на участках Bi и Вз мощности изменяются от 5 до 15 м, коллекторские свойства соответственно хуже, чем на участках первой группы. Участок В2 занимает промежуточное положение, мощности на нем изменяются от 15 до 20 м, коллекторские свойства характеризуются значениями, близкими к средним по залежи.

И, наконец, по фактору С все данные- замеров плотности разделены на две группы Ci и С2 в зависимости от гипсометрии интервалов перфорации скважин, с которых отобраны пробы нефти. Схема распределения скважин, из которых отбирались пробы, показана на рис. 86.

Все данные анализов были необходимым образом систематизированы и обработаны по схеме дисперсионного анализа трехфакторного неравномерного комплекса [Дементьев Л. Ф., 1966], в результате чего общая дисперсия признака разделяется на дисперсию по факторам и остаточную.

Сущность дисперсионного анализа состоит в проверке гипотезы о несущественности расхождений

между сравниваемыми дисперсиями. Проверка осуществляется по ^-критерию, вычисляемому как отношение дисперсий по факторам (од, о^, о^ к остаточной дисперсии о^. Вычисленные значения F сопоставляются с табличными, приводимыми в различных изданиях по математической стати-

стике. Если опытная величина F по какому-либо фактору меньше табличных значений для заданного уровня

значимости, то влияние данного фак- тора несущественно. В табл. 19 приведено сравнение значений F-крите-з

риев по исследуемым факторамо

с табличными, взятыми для уровней*

значимости 0,05 и 0,01.е

Как видно из табл. 19, наиболее закономерна изменчивость плотностид

нефти в зависимости от глубины от- g бора проб (фактор С). Влияние се-q

зонности (фактор А) сказывается в меньшей степени, хотя оно также существенно. Различие в литологофизических свойствах коллектора (фактор В)

нефти в данном случае не сказывается.

Чтобы не допустить систематических погрешностей определения средней плотности дегазированной нефти и других свойств, например газового

фактора, необходимо построить хотя бы схематические карты изменчивости этих свойств и по ним вычислить средние взвешенные значения параметров. При этом равномерность отбора проб в разное время года также должна быть учтена.

При пересчете запасов на эксплуатируемых залежах необходимо учитывать возможность изменения физических свойств нефти в процессе разработки. Такие свойства, как объемный коэффициент расширения или вязкость, в пластовых условиях могут существенно изменяться, поэтому для определения таких параметров следует использовать данные, полученные до начала или на ранней стадии разработки.

Свойства дегазированной нефти, например ее плотность, в процессе разработки не должны существенно меняться и поэтому при их определении можно учитывать данные всех имеющихся замеров.

Особенности геометризации и определенияобъема залежей нефти и газа

Методика геометризации формы залежи и определения ее объема к настоящему времени разработана достаточно детально. Широкое применение метода геологических разрезов, проекций с числовыми отметками, метода изолиний и др. позволяет производить геометризацию различных, даже самых сложных структурных форм. ’ -

Вместе с тем геометризация залежей, приуроченных к неоднородным литологически изменчивым коллекторам, требует применения некоторых дополнительных методических приемов, учитывающих эти особенности геологического строения. .

В общем случае геометризация формы залежи складывается из ряда последовательных операций, включающих построение структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта, определение положения поверхности водонефтяного контакта, проведение линий внешнего и внутреннего контуров на структурных картах, геометризацию объема по карте «осажденной» мощности коллектора.

Методика построения структурных карт рассмотрена в гл. VII, поэтому в данном разделе остановимся на некоторых методических особенностях геометризации формы и объема залежей.

Отметим, только, что достоверность определения площади существенно зависит от надежности картирования структурной поверхности, особенно в периферийных частях структур платформенного типа. Для повышения точности построения этих поверхностей следует использовать данные не только глубокого бурения, на и детальной сейсморазведки или структурного бурения.

Поверхность В НК. Она может быть горизонтальной, наклонной или сложной. Горизонтальное: положение ВНК обусловлено силами гравитации (разделением флюидов по их плотности), когда не проявляются другие факторы. В случае движения пластовых вод, что характерно для многих нефтяных залежей восточной части Русской платформы, ВНК принимает наклонное положение. Колебание отметок первоначального положения ВНК при относительно небольшой высоте залежи достигает иногда нескольких метров.

Разность отметок ВНК может быть вызвана литологическими особенностями строения пластов, структурой пустотного пространства коллекторов и влиянием капиллярного эффекта. Колебания отметок ВНК, связанные с этой группой факторов, обусловливают слабогофрированную поверхность водонефтяного контакта. .

Положение поверхности принимается за горизонтальное в том случае, если разность отметок ВНК в отдельных точках залежи не больше удвоенной средней квадратической погрешности определения его в этих точках. Для глубин скважин 2—3 км погрешность может достигать ±3 м.

Положение контактов нефть—йоДа, газ—йода или газ—нефть в Скважинах или на отдельных участках залежей может быть установлено по керну, промыслово-геофизическим данным или данным опробования. Наиболее точные результаты определения абсолютной отметки ВНК могут быть получены в благоприятных условиях первыми двумя способами, однако их недостаток — отсутствие характеристики промышленной значимости нефтеносной части пласта. Поэтому данные этих методов должны непременно подкрепляться результатами опробования в этих же или других скважинах. Менее точно по абсолютной отметке, но зато более надежно в смысле характеристики продуктивности нефтенасыщенной части пласта ВНК может быть установлен по данным опробования скважин, вскрывших нефть и воду в одном интервале перфорации. В этом случае в однородном и высокопроницаемом коллекторе положение ВНК внутри интервала перфорации может быть уточнено по соотношению нефти и воды в продукции скважины.

Наилучший способ определения положения ВНК в скважинах — поинтер- вальное опробование, которое дает возможность установить достаточно точную отметку контакта и дать оценку промышленной ценности запасов вблизи этой поверхности.

Во всех случаях, когда отметки ВНК устанавливаются в скважинах сравнительно надежными методами и нет оснований считать его негоризонтальным вероятнейшее положение контакта определяется как среднее арифметическое из отметок в отдельных скважинах.

Однако на практике часто бывает так, что скважин, в которых ВНК отбивается уверенно, или нет совсем, или недостаточно для характеристики положения контакта на всей площади залежи. В этих условиях для обоснования вероятнейшего положения ВНК можно привлекать данные опробования скважин, вскрывших только нефте- или водонасыщенную часть пласта. Используя пары близрасположенных скважин, можно условно принять ВНК на данном участке залежи посередине между нижними отметками интервала перфорации, давшего нефть, и верхними отметками водона!- сыщенного интервала.

Поскольку в последнем случае из-за разного по высоте положения- интервалов перфорации относительно ВНК результаты его определение на разных участках залежи будут неравноточными, при вычислении вероятнейшего значения ВНК все частные определения контакта надо брать с весами. В качестве весов ^q) можно воспользоваться значениями величины

где d — расстояние по высоте между нижними отметками получения нефти и верхними отметками получения воды; с —некоторое постоянное число, подбираемое кратным знаменателю так, чтобы вычисления были простыми. Вероятнейшее значение ВНК (Я) в этом случае определяется как взвешенное среднее арифметическое из отметок Нс

н №1

В коллекторах с переменным характером насыщения (переходная зона У определяют две границы залежи. Одна соответствует нижней границе получения практически безводных притоков нефти и устанавливается по значению критической нефтенасыщенности &н (водонасыщенности йв), при которой начинается совместная фильтрация нефти с водой. При подсчете запасов эту условную поверхность принимают за водонефтяной контакт. Друга# определяет нижнюю границу получения притоков нефти с водой и устанавливается по значениям нефтенасыщенности (водонасыщенности), ниже которой в данном коллекторе может быть получена только вода.

При большой мощности зоны двухфазного притока нефти и воды ее следует выделять в самостоятельный объект подсчета запасов и разработки,

Для более точного определения границ залежи строят графики, аналогичные изображенному на рис. 87, которые помогают сопоставить значения нефтенасыщенности и удельного сопротивления ря, определенного, например, по боковому или индукционному каротажу.

В нефтегазовых залежах газонефтяной контакт определяют по результатам многократных повторных исследований в колонне нейтронным гамма- метод ом. В газонасыщенной части коллектора показания НГМ закономерно растут во времени, а. в нефтенасыщенной — остаются практически постоянными. Газонефтяной контакт проводят по подошве зоны роста пока-

ВЙ7 @2 |<Sk ^О»

Рис. 87. Определение ВНК в коллекторе с переменной нефтёнасыщенностью (по Б. Ю. Вендельштейну)

/ — предельно нефтенасыщенный коллектор; 2 — коллектор с переменным нефтенасыще- нием; 3 — водонасыщенный коллектор*, 4 — неколлектор

заний. Этот способ применим в залежах, расположенных не глубже 3 км, когда плотность и объемное водосодержание газа и нефти еще существенно различны. s

При наклонной или сложной поверхности контакта она изображается В изогипсах, сечение которых в платформенных условиях принимается равным 2 м.

Определение положения водонефтяного контакта и исследование характера этой поверхности — важная составная часть геолого-промыслового анализа. На ранних этапах изучения' залежей эта задача из-за недостатка исходных данных решается приближенно. Если нет существенных доказательств наклона ВНК, то эта' поверхность принимается горизонтальной, а положение контуров на структурных картах в случае необходимости корректируется с учетом результатов опробования скважин. С увеличением объема информации появляется возможность и необходимость более достоверной оценки положения поверхности ВНК в пространстве. В случае достаточно выраженной закономерности в изменении отметок контакта строят карты ВНК, используя обычные методы интерпретации полученных отметок.

9 Заказ № 1049 257

Поскольку изменения отметок начального ВНК характеризуются величинами порядка нескольких метров, геометризация контакта является сложной задачей, а карты ВНК имеют довольна условный характер и меньшую достоверность, чем структурные карты при той же стадии изученности залежи.

Характер поверхности текущего ВНК еще более осложняется под влиянием отборов жидкости, нагнетания воды в пласт, неравномерности подъема и перемещения контакта в разных частях залежи и т. п.

Выявление закономерностей изменения поверхности ВНК требует комплексного применения различных методов: как традиционных способов гео-

Рис. 88. Варианты ошибочного определения запасов при негоризои- тальном положении ВНК на разных участках залежи (по 3. Г. Борисенко, М. Н. Сосону)

лого-промыслового анализа, так и математической обработки результатов наблюдений с релью повышения достоверности геологических выводов.

Известен опыт определения начального положения ВНК в горизонте Д1 Ромашкинского месторождения путем проведения дисперсионного анализа трехфакторного неравномерного комплекса [Дементьев Л. Ф., 1966 г.]. Такой анализ позволяет теоретически обоснованно выделить закономерную составляющую из суммы общих изменений признака. Вывод о наклонном положении ВНК в горизонте Д1 может быть сделан и традиционными методами геолого-промыслового анализа, т. е. сравнением отметок ВНК в скважинах, или их средних значений по участкам месторождения. Однако сравнение дисперсий дает обоснованное подтверждение правильности этого вывода, показывает, что наблюдающаяся тенденция в изменении ВНК не является случайной.

При наличии карты ВНК контуры нефтеносности определяют как след от пересечения структурной поверхности с поверхностью контакта.. Для случая горизонтального ВНК контуры нефтеносности параллельны изогипсам пласта. При картировании наклонной или сложной поверхности ВНК еле-

дует учитывать различные характеры проявления наклона в зависимости от преобладающего воздействия локальных или региональных геологических факторов. Так,, если наклон или сложная поверхность ВНК обусловлены ' проявлением литологических особенностей пласта или структуры пустотного пространства, то при общем наклоне контакта в пределах залежи на отдельных ее участках контакт может быть -практически горизонтальным.

ч Если же наклон ВНК обусловлен действием региональных факторов, например напором пластовых вод, то поверхность ВНК, вероятнее всего, будет наклонной на всей площади залежи, т. е. уклон будет постоянным. Однако на практике для упрощения построений положение контакта на разных участках залежи принимается горизонтальным. В случае одинаковой мощности пласта на разных участках такое допущение вследствие компенсации занижения и завышения объема не приведет к его искажению (рис. 88).

ЕЕЕЗ; к- Ь I ° к I— ■■ кЕЕЕЗ; к- Ь I ° к I— ■■ кОднако, чем больше разница в мощностях пласта на разных участках залежи или чем асимметричнее структура, тем большее возможно искажение запасов. Оно пропорционально разности сечений М и N. Полная величина искажения объема залежи определяется как произведение разности сечений М и N на средний периметр залежи, т. е. на длину средней линии между внешним и внутренним контурами нефтеносности [Борисенко 3. Г., Сосон М. Н., . 1973].

ЕЕЕЗ; к- Ь I ° к I— ■■ к

ЕЕЕЗ; к- Ь I ° к I— ■■ к

Рис. 89. Методика построения контуранефтеносности с помощью карты ВНК (по3. Г. Борисенко, М. Н. Сосону)Изолинии карт: / г- структурной, 2 —ВНК; 3 — точки пересечения одноименныхизолиний; 4 — контур нефтеносностиРис. 89. Методика построения контуранефтеносности с помощью карты ВНК (по3. Г. Борисенко, М. Н. Сосону)Изолинии карт: / г- структурной, 2 —ВНК; 3 — точки пересечения одноименныхизолиний; 4 — контур нефтеносностиУказанные искажения исключаются при построении контуров с помощью карты ВНК. С этой целью структурная карта кровли или подошвы с нанесенными на нее дополнительными изолиниями, проведенными через 1—2 м, совмещается с картой поверхности ВНК. Точки пересечения изолиний с одинаковыми абсолютными отметками соединяются

Рис. 89. Методика построения контуранефтеносности с помощью карты ВНК (по3. Г. Борисенко, М. Н. Сосону)

Изолинии карт: / г- структурной, 2 —ВНК; 3 — точки пересечения одноименныхизолиний; 4 — контур нефтеносности

Рис. 89. Методика построения контуранефтеносности с помощью карты ВНК (по3. Г. Борисенко, М. Н. Сосону)

Изолинии карт: / г- структурной, 2 —ВНК; 3 — точки пересечения одноименныхизолиний; 4 — контур нефтеносности

плавной линией, определяющей положение соответсвующего контура нефтеносности (рис. 89),.

В, некоторых случаях при, недостаточной информации по отметкам контакта, что может иметь место на этапе разведки, для построения карты ВНК можно использовать карты ■ гидроизопьез. Однако при этом должна быть уверенность, что гидродинамический фактор в данном случае является решающим в образовании наклона контакта, а влияние других факторов незначительно. При соблюдении этих условий можно допустить, что поверхность контакта и пьезометрическая поверхность ’ параллельны. Располагая хотя бы одной надежно установленной в скважине отметкой контакта (например, в скв. 5 на рис. 90 ВНК на отметке—600 м), находим значение гидроизопьезы в этой же скважине (+105 м). Полагая далее, что расстояния между двумя указанными поверхностями сохраняются, получим, что .гидроизопьезе +104 м будут соответствовать отметки контакта —601, + 102, —603 м и т. д. Найдя точки пересечения отметок контакта с одноименными изогипсами структурной карты и соединив их между собой, получим контур залежи.

В реальных условиях не всегда бывает достаточно информации для надежного определения вероятнейшего положения ВНК, поэтому в таких случаях для ограничения объема залежи с запасами промышленных катего-

рий принимают условное положение ВНК на наиболее низких отметках с доказанной • опробованием промышленной нефтеносностью. Запасы между этим условным ВНК й вероятнейшим положением контакта, установленным в соответствии с изложенными выше рекомендациями, относятся к категории С2 и являются объектом доизучения в процессе продолжения разведки или разработки.

Рис. 90. Построение контура залежи с помощью карты гидроизопьез (по 3. Г. Борисенко, М. Н. СосоНу):

/ — изолинии пласта-коллектора;. 2 — гидроизопьезы; 3 — контур залежи

Определение мощности залежи. При изучении разрезов скважин выделяются общая мощность (от кровли до подошвы горизонта, цласта); эффективная мощность, к которой относят часть разреза за вычетом непродуктивных прослоев (глинистых и др.), а также часть мощности коллектора, не удовлетворяющую требованиям кондиций по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности; эффективная нефтенасыщенная (газонасыщенная) мощность. В пределах внутреннего контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная мощность по величине совпадает- с эффективной мощностью.. В водбнефтяной зоне нефтенасыщенная мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности видонефтяного контакта.

Методы выделения эффективной мощности в разрезах скважин с учетом низких пределов коллекторских свойств рассмотрены выше, поэтому в данном случае остановимся на особенностях определения средней мощности залежи как одного из подсчетных параметров при оценке запасов и проектировании разработки.

Эффективная мощность в пределах залежи обладает той или иной изменчивостью. Значения мощности по скважинам могут изменяться по площади закономерно или без видимой закономерности. В водонефтяной зоне мощность обычно закономерно изменяется от максимальной на внутреннем контуре нефтеносности до нуля на внешнем контуре.

Рис. 91. Построение карты эффективной нефтенасыщенной мощности

л —карта эффективной ■ мощности; б — Карта эффективной нефтенасыщенной мощности. 4 — скважины: в числителе — номер, в знаменателе — эффективная мощность коллектора в м; контуры нефтеносности; 2 — внутренний, 3 — внешний

При отсутствии закономерности в изменении мощности этот параметр в пределах внутреннего контура может быть вычислен как среднее арифметическое из имеющихся значений по скважинам. В пределах водонефтяной части среднее значение мощности будет приближенно равно половине вышеуказанного среднего значения. При закономерном изменении значений мощности как в зоне полного нефтенасыщения, так и в водонефтяной зоне строят карты эффективной нефтенасыщённой мощности и среднюю мощность вычисляют как среднее взвешенное значение по формуле (IX.2), в качестве весов используются площади соответствующих полей карты.

Карты эффективной нефтенасыщенной мощности строят раздельно для зоны полного нефтенасыщения и для водонефтяной зоны. Вначале строят карту эффективной мощности, на которую наносят внутренний контур нефтеносности, ограничивающий зону полного нефтенасыщения. Для водонефтяной зоны изопахиты проводят путем интерполяции между значениями мощности на внутреннем контуре и нулевым значением на внешнем контуре с учетом значений мощности, установленных в отдельных скважинах этой зоны (рис. 91).

При геометризации залежей, приуроченных к неоднородным, литологически изменчивым коллекторам, яасто приходится решать две взаимосвя-

занные задачи. Первая связана с выбором способа проведения на карте границы между коллектором и неколлектором, а вторая — с обоснованием способа геометризации коллектора, состоящего из нескольких литологически неоднородных пропластков.

Вопрос о проведении границы коллектор — неколлектор на карте для отдельного пропластка решается с учетом характера перехода одних литологических разностей пород в другие.

Если пласт характеризуется тем, что его мощность постепенно уменьшается в сторону скважины (или группы скважин), показавшей отсутствие пласта, то переход коллектора в неколлектор можно интерпретировать как выклинивание, В этом случае граница коллектор — неколлектор может быть определена на основании анализа градиента изменения мощности или связанного с ней какого-нибудь геофизического признака на некотором участке площади, прилегающей к зоне отсутствия коллектора. В этом случае граница выклинивания может проходить на любом ■ расстоянии между скважинами в зависимости от величины указанного градиента, а мощность пласта по мере приближения к границе выклинивания уменьшается до нуля.

В^7 ЕЗ2 I °S 1зРис. 92. Построение карты,эффективной мощности вслучае замещения коллек-тора плотными породами(пр А. В. Копытову)/ — зона замещения; 2 — изопахиты пласта; 3 —скважины: в числителе—номер, в знаменателе — мощностьВ^7 ЕЗ2 I °S 1зРис. 92. Построение карты,эффективной мощности вслучае замещения коллек-тора плотными породами(пр А. В. Копытову)/ — зона замещения; 2 — изопахиты пласта; 3 —скважины: в числителе—номер, в знаменателе — мощностьЕсли пласт характеризуется резкими переходами коллекторов в плотные разности пород, (замещениями), то при наличии в разрезах скважин непроницаемых аналогов замещенного пласта применима схема геометризации, изображенная на рис. 92. По этой схеме строят карту эффективной мощности пласта с учетом мощности замещенных коллекторов в скв. 39. Линию замещения проводят условно на середине расстояния между скв. 39 и окружающими ее скважинами. Ограниченный этой линией участок не включается в объем нефтесодержащих пород. Такой вариант, во-первых, позволяет определить наивероятйейший объем залежи, а во-вторых^ дает объективную картину распространения коллекторов по площади, что важно , при проектировании, разработки, в частности при размещении проектных добывающих или нагнетательных скважин.,

В^7 ЕЗ2 I °S 1з

Рис. 92. Построение карты,эффективной мощности вслучае замещения коллек-тора плотными породами(пр А. В. Копытову)

/ — зона замещения; 2 — изопахиты пласта; 3 —скважины: в числителе—номер, в знаменателе — мощность

В^7 ЕЗ2 I °S 1з

Рис. 92. Построение карты,эффективной мощности вслучае замещения коллек-тора плотными породами(пр А. В. Копытову)

/ — зона замещения; 2 — изопахиты пласта; 3 —скважины: в числителе—номер, в знаменателе — мощность

Указанные способы проведения границы коллектор — неколлектор отражают объективную картину изменчивости пласта, но для их реализации необходим большой объем информации о значениях мощности пласта на разных участках залежи, который может быть получен только при наличии сетки добывающих скважий.

В процессе подготовки залежи к разработке объективно решить вопрос о характере перехода коллектора в плотные разности пород не всегда удается. Поэтому при геометризации залежей по данным разведки рекомендуй ется проводить границу между коллектором. и неколлектором во всех случаях посередине между скважинами, показавшими наличие и отсутствие пласта, принимая мощность на границе равной нулю. При таком способе геометризации залежи будет определен гарантированный объем нефтесодержащих пород, который будет уточняться в процессе разбуривания' месторождения добывающими скважинами.

Выявление характера перехода коллектора в плотные породы особенно важно при геометризации залежей, в разрезе которых содержится несколько литологически невыдержанных пропластков. При этом часто возникают условия, когда часть пропластков прослеживается между соседними скважинами, а другая часть на этом расстоянии выклинивается или замещается- Линейная интерполяция суммарной мощности между скважинами приводит

к тому, что невыдержанные пропластки будут иметь нулевую мощность у скважины, в разрезе которой они отсутствуют. Очевидно, что при наличии выклинивающихся пропластков произойдет завышение объема (рис. 93).

Это завышение устраняется при составлении карт эффективной мощности для каждого пропластка в отдельности. Тогда могут быть учтены все особенности проведения границ в зонах выклинивания пропластка, о чем говорилось выше, и определен без искажения объем коллектора.

Если для решения задач разработки потребуется карта мощности в целом по залежи, то ее можно получить способом последовательного графического сложения карт отдельных пропластков, как показано на рис. 94. На

Ск6.1 Скв.2

Рис. 93. Завышение объема пласта при линейной интерполяции суммы мощностей выклинивающихся пропластков

Рис. 94. Построение карты суммарной мощности двух пропластков методом графического сложения (по 3. Г. Борисенко, М. Н. СосОну)

Z —изопахиты первого пропластка; 2 — изопахиты второго пропластка; 3 — суммарные изопахиты двух пропластков

эту карту могут быть нанесены все зоны отсутствия коллекторов по отдельным пропласткам, что имеет немаловажное значение при выборе местоположения добывающих и нагнетательных скважин.

Для пластбв, в которых прерывистость коллектора обусловлена замещениями, построение послойных карт необязательно. В этих условиях же происходит завышение объема при геометризации залежи в целом, поскольку линейная интерполяция 'обеспечивает картирование вероятнейшего объема замещенного пласта.

Следовательно, для достоверной геометризации изменчивых коллекторов. необходимо предварительно установйть преобладающий характер прерывистости,-а затем решать вопрос о рациональной степени расчленения пласта на прослои. Такой подход, например, был применен при геометризации сложно построенных IX и X горизонтов месторождения Жетыбай [Почуева Е. А., 1973 г.]. На основании детальной корреляции геофизических, нормированных разрезов скважин и целого ряда геолого-статистических разрезов были установлены аналоги коллекторов в тех скважинах, где проницаемые прослои отсутствуют, и произведен анализ изменения общих мощностей горизонтов в пределах месторождения. Эти исследования позволили сделать вывод о преимущественном характере замещения в разрезах гори-

зонтов и, следовательно, о нецелесообразности построения многочисленных карт для определения объема залежей. Экспериментальная проверка показала хорошее совпадение объемов, вычисленных по суммарным картам и по сумме объемов, снятых с карт отдельных прослоев.

Объективное решение вопроса о характере изменчивости пласта и, следовательно, о выборе способа геометризации залежи (суммарной или по пропласткам) может быть найдено при достаточно высокой степени изучен-

Рис. 95. Схема завышения объема в приконтурной части залежи (по Э. М. Халимову И др.) '

Приращение объемов: / — по пласту C-VI; 2— по пласту C-V; 3 — по пласту (MV

ности объекта. На разведочном этапе такой информации может быть еще недостаточно, поэтому во избежание значительных погрешностей определения объема залежи необходимо производить максимально доступное расчленение пласта на пропластки с учетом достигнутого уровня изученности и, в частности, реальных возможностей корреляции коллекторов.

Некоторые методические вопросы возникают при геометризации залежей, содержащих нефть и свободный газ в одной ловушке. Необходимость раздельного подсчета запасов, а затем и разработка этих полезных ископаемых обусловливают такую методику геометризации, которая отображала бы разные зоны насыщения в залежи: газовую, газонефтяную, нефтяную и водонефтяную. Это тем более необходимо потому, что' некоторые системы разработки (барьерное заводнение, контролируемый выпуск газовой шапки и др.) во многом определяются запасами нефти и газа в отдельных зонах.

В. Н. Самарцев (1974 г.) обращает внимание на особенность геометризации нефтегазовой залежи, состоящей из нескольких пластов. В этой ситуации при определенном соотношении зон насыщения мощности и углов падения пластов суммарный подсчет запасов нефти может привести к ошибочному определению объема нефтенасыщенной зоны. Чтобы избежать этого, необходимо производить геометризацию по каждому пропластку в отдельности.

Еще большая дифференциация залежей требуется при геометризации нефтегазовых залежей в связи с отображением и учетом неоднородности их строения. В этих случаях необходимо- учитывать не только природную изменчивость коллекторов, свойственную данному продуктивному пласту, но и осложняющие ее факторы, обусловленные проектируемой или принятой системой разработки.

При геометризации эффективной нефтенасыщенной мощности в прикон- турных участках необходимо учитывать характер распространения различных прослоев в пределах водонефтяной зоны (рис.95). Суммирование значений мощности верхних пластов приводит к расширению площади нефтеносности пластов C-IV, C-VI До ближайших скважин, в которых верхние пласты, представлены коллектором. Такой метод геометризации для данных условий приводит к значительному завышению объема. Во избежание этого геометризацию залежей с неоднородными коллекторами следует осуществлять раздельно по пластам.

При построении карт суммарного объема геометрйзацию эффективной нефтенасыщенной мощности в водонефтяных зонах целесообразно производить с использованием системы коротких поперечных профилей, которые дадут возможность скорректировать значения мощности в этих зонах и избежать завышения объема залежи.

ГлаваХ

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА

»НЕФТЕОТДАЧИ НА ОСНОВЕ АНАЛОГИИ

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИИ РАЗРАБОТКИ

" В настоящее время проектные коэффициенты нефтеотдачи определяют в основном по результатам гидродинамических расчетов оптимального варианта разработки. Однако эти расчеты не всегда обеспечиваются достоверными исходными данными и поэтому при оценке нефтеотдачи на новых залежах всегда необходимо сопоставлять расчетные данные с результатами разработки аналогичных месторождений. С этой целью разработана методика комплексного учета геолого-промысловых условий разработки для оценки нефтеотдачи.

При ее обосновании учтены фактические коэффициенты нефтеотдачи по длительно разрабатываемым месторождениям и выработанным участкам пластов, а также проектные коэффициенты нефтеотдачи с учетом результатов эксплуатации залежей. Всего использовано более 500 объектов — залежей платформенных областей, сложенных поровыми коллекторами.

Определение коэффициента нефтеотдачипри водонапорном режиме по графическим зависимостям

Методика основана на использовании корреляционных зависимостей конечных коэффициентов нефтеотдачи ч от относительной вязкости нефти Цо для различных групп пластов терригенных пород, отличающихся друг От Друга по степени неоднородности и проницаемости. Среди терригенных рассмотрены породы как кварцевого, так и полимиктового состава.

руппирование пластов по степени неоднородности геологического строе- " ния произведено с помощью коэффициентов песчанистости и расчлененности. По материалам нескольких сот залежей платформенных областей выделены четыре типа пластов по степени неоднородности (табл. 20) путем, разделения неоднородных распределений коэффициентов песчанистости и расчлененности на однородные по методике А. Хальда.

-Таблица 20

Типы терригенных пластов платформенных областей по степени неоднородности геологического строения

Тип

Коэффициент песчанис- , ГОСТИ

Коэффициент расчленен-, ности

Тип

Коэффициент песчанис- .гости

Коэффициент расчлененности

I

>0,73

’ <2,3

' III

■ 0,5—0,3

3,5—5,0

II.

0,73—0,5

2,3-3,5

" iv

<0,3 ..

>5,0 '

а

6'

0,305101520 jua 05101520 /Гд

Рис. 96. Графики зависимости коэффициентов нефтеотдачи п от относительной вязкости нефти цо для, различных групп терригенных пластов:

в — сравнительно однородных; б — неоднородных. . Шифр кривых проницаемость,

I тип рассматриваемой классификации вошел в группу сравнительно однородных пластов; II и III типы объединены в одну группу “неоднородных пластов, так как построить такие зависимости, отдельно для каждого - из них не представилось возможным из-За недостаточного количества исходных данных. Для IV типа (чрезвычайно неоднородные пласты) графики нефтеотдачи также не строились из-за небольшого числа залежей, относящихся к этому типу.

По двум выделенным группам пластов (сравнительно однородные и неоднородные объекты) выделено несколько подгрупп по проницаемости. При группировании пластов по проницаемости учитывалось, что наибольшее влияние этого свойства на нефтеотдачу по экспериментальным и промысловым данным отмечается в области невысоких значений проницаемости.

■ В связи с этим выделены группы пластов с небольшими интервалами проницаемости в области ее невысоких значений и с большими интервалами К области высоких значений (рис. 96).

В соответствии с наличием исходных данных указанные -зависимости выведены до значений относительной вязкости нефти, не превышающих 6—25 для различных групп проницаемости. Характер исследуемых зависимостей в рассматриваемом диапазоне параметра Цо принят линейным с учетом фактических данных разработки. В тех случаях, когда уравнений

регрессии получить не удалось из-за недостатка данных, зависимости проведены условно через наиболее достоверные точки параллельно расчетным прямым для других групп.

Зависимости нефтеотдачи от относительной вязкости нефти (см. рис. 96) [Кочетов М. Н., Гомзиков В. К., Бреев В. А. 1976 г.) предназначены для оценки коэффициентов извлечения нефти при подсчете запасов нефти по данным геологоразведочных работ:

для залежей платформенных областей;

для терригенных сравнительно однородных и неоднородных пород; представленных поровыми коллекторами кварцевого , и полимиктового составов;

для пластовых залежей, в которых начальные балансовые запасы нефти водонефтяных зон составляют не более 15 % от запасов нефти всей залежи, или для чисто нефтяных зон;

для массивных залежей, подстилаемых на всей площади водой, со .средней эффективной нефтенасыщейной мощностью более 15—20 м:

при водонапорном или активном упруго-водонапорном режиме при : прокачке через залежь двух-трех поровых объемов воды;

при средней плотности сетки в пределах внешнего контура нефтеносности 10—35 га/скв.; z

при разработке залежей с применением только освоенных промышленностью методов воздействия на пласты (различные виды заводнения).

Приведенные графики являются корреляционными и характеризуются определенными отклонениями. При этом более надежные результаты могут .быть получены по левым и- центральным частям графиков, менее надежные—по правым частям графиков и по графикам, проведенным приближенно (см. рис. 96, штриховые линий).

При значениях проницаемости, попадающих на две соседние прямые, следует брать отсчеты по обеим прямым и велйчну коэффициента нефтеотдачи принимать как среднюю арифметическую из двух отсчетов. Интерполяция между прямыми по. проницаемости неприменима» так как приведенные графики рассчитаны для интервалов проницаемости. Экстраполяция прямых не рекомендуется ввиду их нелинейного характера в области высоких значений относительной вязкости нефти.

Опыт разработки обширных водонефтяных зон свидетельствует, что их текущие и конечные коэффициенты нефтеотдачи существенно меньше коэффициентов нефтеотдачи чисто нефтяных частей залежей. В условиях изотропных по проницаемости пластов и применения освоенных методов разработки конечные коэффициенты нефтеотдачи могут быть оценены:

для водонефтяных здн с эффективной нефтенасыщенной мощностью более 5 м и при относительной вязкости нефти не более 10 — примерно в 1,25—1,5 раза меньше нефтеотдачи чисто нефтяных зон (в зависимости от мощности);

для водонефтяных эон с эффективной нефтенасыщенной мощностью 'менее 5 м и при относительной вязкости нефти не более 10 —примерно в 1,5—2 раза меньше нефтеотдачи чисто нефтяных зон (в зависимости от мощности). -

Если продуктивные пласты разделены Непроницаемыми прослоями, условия выработки запасов нефти из водонефтяных зон улучшаются, что следует учитывать при оценке их конечной нефтеотдачи.

Особый практический интерес представляет оценка коэффициентов нефтеотдачи отдельных зон нефтегазовых залежей при разработке их в условиях водонапорного режима. При барьерном заводнении чисто нефтяной зоны таких залежей конечный коэффициент нефтеотдачи близок к коэффициенту нефтеотдачи обычных залежей нефти. Разработка водонефтяных зон нефтяных оторочек сходна с разработкой водонефтяных эон нефтяных залежей, и их конечные коэффициенты нефтеотдачи с учетом эффективной нефтенасыщенной мощности примерно одинаковы.

В соответствии с этим конечные коэффициенты нефтеотдачи различных зон нефтегазовых залежей можно оценить так же, как и для нефтяных:

а) для чисто нефтяных зон при экономически обоснованной целесообразности применения барьерного заводнения для «отрезания» от подгазовой и водонефтяной зон — с учётом неоднородности, проницаемости пластов и относительной вязкости нефти по графикам на рис. 96.

. б) для водонефтяных зон, целесообразность разработки которых экономически обоснована, при эффективной нефтенасыщенной мощности более 5 м — в 1,25—1,5 раза меньше нефтеотдачи чисто нефтяной зоны оторочки, а при эффективной нефтенасыщенной мощности менее 5 м — в 1,5—2 раза меньше нефтеотдачи чисто нефтяной зоны в зависимости от мощности; при этом относительная вязкость нефти не должна превышать 10.

§ 2. Определение коэффициента нефтеотдачипо многомерным статистическим моделям .

Статистическими методами многомерного корреляционного анализа установлено количественное влияние основных геолого-промысловых факторов на фактическую нефтеотдачу Пластов по данным о длительно разрабатываемых залежах. В результате выявлены связи нефтеотдачи с большим числом параметров, оказывающих существенное воздействие на полноту извлечения нефти, и получены статистические зависимости, которые могут использоваться для определения коэффициентов нефтеотдачи применительно к месторождениям со сходными геологическим строением и условиями разработки. Имеется ряд статистических моделей (линейных и нелинейных) для разных нефтегазоносных районов Советского Союза. Эти модели основаны на различной геолого-промысловой информации, что позволяет достаточно1 надежно прогнозировать конечный1 коэффициент нефтеотдачи на разных стадиях разработки месторождений. ,

Одни модели базируются на материалах, которые могут быть получены по данным геологоразведочных работ, что обеспечивает оценку коэффициентов нефтеотдачи на самых ранних стадиях изученности залежей, до начала их эксплуатации. Другие модели включают показатели, получаемые в процессе разработки, что дает возможность определять конечный коэффициент нефтеотдачи залежей с учетом опыта их эксплуатации. . ч

Разработка нефтяных, залежей представляет по существу пассивный эксперимент, поскольку геолого-промысловые параметры, оказывающие влияние на процесс извлечения нефти, скоррелированы между собой. В этих условиях коэффициенты регрессии статистических моделей не дают достаточно достоверного представления о влиянии учитываемых в них факторов на нефтеотдачу, так как роль тех или иных показателей не выражена явно вследствие коррелированности между отдельными переменными. Вместе с тем многомерные корреляционные зависимости могут успешно-применяться в качестве интерполяционных моделей для экспресс-оценки нефтеотдачи. По сравнению с графическими зависимостями они позволяют учесть большее число факторов, влияющих на полноту извлечения нефти. . ■

При использовании многомерных корреляционных' зависимостей необходимо, чтобы геологические и технологические факторы исследуемых залежей были представлены в форме, соответствующей входным данным статистических моделей. Наиболее точные результаты оценки коэффициентов" нефтеотдачи по ним получаются в тех случаях, когда значения расчетных параметров близки к средним величинам показателей используемых моделей.

Разработанные модели базируются на фактических и ожидаемых конечных коэффициентах нефтеотдачи, определенных с' помощью различных эмпирических методов прогнозирования извлекаемых запасов нефти, осног ванных на графической или' аналитической экстраполяции показателей разработки (методы М. И. Максимова, Б. Ф. Сазонова, А. В. Копытова и др.). В ряде случаев используются также Материалы по нефтеотдаче заводненных частей пластов. - ,

В одном из первых исследований нефтеотдачи пластов с помощью многомерного корреляционного анализа [Кожакин G. В., 1972] предложена ста

тистическая модель конечной нефтеотдачи по 42 длительно эксплуатируемым объектам Волго-Уральской провинции. В модель вошли нефтяные залежи, приуроченные к терригенным поровым коллекторам девона и карбона и разрабатываемые в условиях водонапорного режима.

Исследование включало большое число факторов, оказывающих существенное влияние на нефтеотдачу: относительную вязкость нефти ро, проницаемость £пр, коэффициент вариации проницаемости ^дпр, коэффициент песчанистости Ап, эффективную нефтейасыщенную мощность к, плотность сетки скважин 3.

В результате анализа предложено следующее уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи q от рассмотренных параметров:

П = 0,507 — 0,1671g ро 4- 0,6275 lg fenp — 0,05 №йпр +

+ 0,0018 А 4-0,171 Кп—0,000855 3. (ХЛ)

Коэффициент множественной корреляции полученной модели равен 0,85. Рассмотренные показатели контролируют 72,3 % наблюдаемой изменчивости нефтеотдачи. Средняя квадратическая погрешность определения нефтеотдачи, по уравнению (ХЛ), составляет ±0,06. Плотность сетки, по уравнению (ХЛ), соответствует отношению общей площади залежи к числу перебывавших в эксплуатации скважин. .

Модель (ХЛ) охватывает следующие значения изученных параметров: ро=О,5-34,3; цо.ср=5,1; Л„р = 109—3200-10"15 м2; ^Лр. сР=881 • 10"15 м2; ^Пр. = 0,33—2,24; ЛГЛпр.ср=0,73;й=2,6—26,9 м; йср=9,6 м; Кц=0,51—0,94; Кп.сР=0,77; 3=7,1—74,0 га/скв.; Зор =33,4 га/скв.

Аналогичное исследование проведено по 47 объектам Урало-Поволжья (в' число которых включено несколько меловых залежей Ставропольского края) [Пидзиков В. К., 1976]. Это исследование-учитывает опыт разработки длительно эксплуатируемых залежей за последние годы И включает более широкий, по сравнению с работой С. В. Кожакина, комплекс показателей, оказывающих значительное влияние на нефтеотдачу (в частности, размеры ведонефтяных зон, нефтенасыщенность и пластовая температура).

Анализ включал комплекс основных факторов, наиболее существенно влияющих на извлечение нефти в рассматриваемых условиях: относительную вязкость нефти. р0, проницаемость Ацр, коэффициенты песчанистости Кп, нёфтенасыщенности £п, эффективную нефтенасыщенную мощность к, размеры водонефтяной зоны Qbhs, пластовую температуру t, плотность сетки скважин 3.

Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи от указанных показателей имеет следующий вид: "

т) = 0,333 — 0,0089 Цо + 0,121 1g Лпр + 0,0013 / -L- 0,0038 к +

+ 0,149/Сп~” 0,085 Qbhs + 0,173^н —0,000 53 3. (Х.2)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.2) составляет 0,861. Рассмотренные факторы контролируют 74,1 % фактической изменчивости нефтеотдачи. Средняя квадратическая погрешность для полученной модели равна ±0,05.

Размеры водонефтяной зоны в уравнении (Х.2) соответствуют отношению балансовых запасов нефти этой зоны к запасам всей залежи; плотность сетки -т- отношению общей площади залежи к числу перебывавших в эксплуатации скважин.

Модель (Х.2) справедлива при следующих значениях изученных параметров: цо = 0,5—34,3; р0. ср=4,9; АпР —130—2,5-10—15 м2; £пР. сР = =824-10-15 м2; Кп = 0,41—0,95; Кп.сР=6,75; Л=2,2—35 м; /гср=9,2 м; Qbh3=0,06—1,0; Qbhs. сР = 0,47; &н=0,55—0,95; к». сР = 0,86; ^=22—140 °C; *ср=41 °C; 3=9—84 га/скв.; Зор = 36 га/скв.; т}=0,30—0,70; т)сР = 0,55.

В более поздней работе В. Г. Гомзикова, Н. А. Молотовой (1977) приведены результаты исследования зависимости конечной нефтеотдачи от различных геолого-промысловых факторов на основе "результатов разработки 50 длительно эксплуатируемых залежей Урало-Поволжья.

Изучаемые параметры имели следующие значения: цо=О,5—34,3; Цо. сР=5,4; йпр= 13-258-ю-14 м2; АПР; ср=65-10"14 м; Кп=0,50—0,95; Кп. ср = 0,74; /г=3,4—25 М; Лср=8,5 м; QbH3 =0,06—1,0; QbH3. ср = 0,45; 6н = 0,7—0,95; йн. Ср=0,87; /=22—73 °C; /ср=37 °C; 5=10—100 га/скв.; 5Ср=36 га/скв.; т] = 0,28—0,70; Т]ср=0,54.

В результате исследования получено следующее уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи от изученных параметров:

П = 0,195 — 0,0078 цо + 0,082 1g Апр + 0,00146 / + 0,0039 к +

+ 0,180Kn — 0,054QBH3 4-0,27Ah — 0,00036 5. (Х.З)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.З) равен 0,886. Указанные показатели контролируют 78,6 % фактической изменчивости нефтеотдачи. Средняя квадратическая погрешность определения коэффициента нефтеотдачи составляет ±0,04. ■

Статистические зависимости (X I), (Х.2) и (Х.З) справедливы для различных систем заводнения пластов (естественного, приконтурного, законтурного, внутриконтурного, площадного, очагового, избирательного) и при темпах отбора жидкости в пределах 2—10 % от балансовых запасов нефти.

Как видно из приведенных материалов, исследованные месторождения Волго-Уральской провинции отличаются широким диапазоном изменения основных характеристик продуктивных пластов, что позволяет использовать рекомендуемые статистические модели для оценки конечной нефтеотдачи в различных условиях.. Вместе с тем полученные в результате осреднения «гипотетические» залежи Урало-Поволжья, выражаемые уравнениями (Х.1), (Х.2) и (Х.З), сравнительно однородны,.отличаются высокой проницаемостью коллекторов и содержат маловязкую нефть. Этим объясняется относительно небольшое влияние плотности сетки скважин в полученных моделях.

Статистические зависимости (Х.1), (Х.2) и (Х.З) могут, быть использованы для определения конечной нефтеотдачи пластов по данным геологоразведочных работ.

Уравнение (Х.З) дает более точные по сравнению с уравнением (Х.2) результаты оценки нефтеотдачи применительно к месторождениям Урало- ПовоДжья. Однако уравнение (Х.2) позволяет рассчитывать коэффициенты Извлечения нефти в интервале более высоких температур и низкой нефтена- сыщейности. Уравнение (Х.1) характеризуется большей по сравнению с уравнениями (Х.З) и (Х.2) погрешностью, вместе с тем оно учитывает изменчи-' вость проницаемости и может использоваться в случае высокой неоднородности -коллекторов по проницаемости.

В табл. 21 приведены -в качестве примера фактические коэффициенты нефтеотдачи практически выработанных залежей Волго-Уральской провинции, обводненность продукции которых превышает 95 %, и коэффициенты нефтеотдачи, рассчитанные по уравнениям (Х.2) и (Х.З). Здесь же в качестве примера даны фактические и расчетные величины нефтеотдачи длительно эксплуатируемого IX пласта месторождений Зимняя Ставка и Озек- Суат, которые характеризуются высокой температурой (130—140 -°C) и низкой нефтенасыщенностью (55 %) и отражают условия разработки меловых залежей Ставропольского края.

Приведенные примеры показывают, что уравнения (Х.2) и (Х.З) дают вполне сопоставимые с фактическими данными результаты оценки коэффициентов нефтеотдачи в большом диапазоне их колебаний, обусловленных существенным изменением геолого-промысловых условий разработки залежей, что свидетельствует о достаточной надежности этих моделей.

Как свидетельствует опыт разработки месторождений с широкими водоплавающими зонами, текущие и конечные расчетные величины нефтеотдачи водонефтяных зон существенно ниже, чем основной части залежи. Между тем

Фактические и расчетные коэффициенты нефтеотдачи по некоторым длительно разрабатываемым залежам

Месторождение, продуктивный пласт

Коэффициенты нефтеотдачи

фактические

по уравнениям

(Х.2)

(Х.З)

Яблоневый Овраг, Б2

0,55

0,56

0,55

Д

0,67

0,64

0,64

Заборовское, Б2

0,36

0,35

0,36

Зольненское, Б2

0,65

0,70

0,68

Дп

0,55

0,51

0,52

Сызранское, Б2

0,42

0,43

0,43

Константиновское, Дп

0,54

0,55

0,57

Полазнинское, Бб

0,54

0,52

0,52

Озек-Суат, IX

0,57

0,54

—

Зимняя Ставка, IX

0,46

0,46

—

в этих зонах могут быть сосредоточены значительные запасы нефти. В связи с этим большое практическое значение имеет оценка нефтеотдачи раздельно по зонам.

На основании многомерного корреляционного анализа девонских залежей Башкирии и Татарии [Абызбаев И' И., НЗсыров Г. 1\ 1975] установлена следующая зависимость конечной нефтеотдачи водонефтяных зон 01ВНЗ» %) от скорости фильтрации жидкости о» (м/год), показателя эффективности процесса вытеснения tg а, плотности сетки скважин S, коэффициента песчанистости Кп и проницаемости knp.

TjBH3 = 20,6060 + 0,3845цф+65,5104 tga —0,2712 5 +

+ 35,6780 Кп — 0,0306 Апр. (Х.4)

Коэффициент множественной, корреляции полученной модели равен 0,922, относительная погрешность ±12 %. Плотность сетки скважин, по уравнению (Х.4), соответствует отношению общей площади водонефтяной зоны к числу перебывавших в эксплуатации скважин.

Исследованные объекты характеризуются невысокими значениями относительной вязкости пластовой нефти (1,0—3,5). Плотность сетки скважин изменяется от 25 до 100 га/скв. и выше, проницаемость 12—60-Ю-14 м2.

Полученная модель может быть использована для оценки конечной нефтеотдачи водонефтяных зон в процессе их разработки.

Большой объем исследований нефтеотдачи с помощью многомерного корреляционного анализа проведен по длительно эксплуатируемым месторождениям продуктивной толщи неогеновых отложений Азербайджана. Анализировались залежи, приуроченные к терригенным поровым коллекторам и разрабатываемые в условиях водонапорного или смешанного режима (режим растворенного газа с последующим переходом на водонапорный).

М. Т. Абасовым и др. (1975 г.) установлена следующая зависимость конечного коэффициента нефтеотдачи по 70 залежам Азербайджана от коэффициента песчанистости Кп, количества цементирующего вещества Кд, вязкости пластовой нефти р,н и коэффициента расчлененности Ар:

т) = 0,49 + 0,00 51 Кп —0,0063Кц —0,00017 (цн — 10^)а + 0,000 59 X

X (Цн—Ю,6) (Кц —37,9)+ 0,000 44 (Ар —5,8) (Кп —37,7). (Х.5)

Коэффициент множественной корреляции полученной модели составляет • 0,82, средняя квадратическая погрешность ±0,12.

Количество цементирующего вещества соответствует суммарному содержанию фракции менее 0,01 мм и карбонатности.

Уравнение (Х.5) справедливо при следующих значениях входных параметров; Кп=8—77 %; £р=2—14; Кц=20—55 %; Цн = 1,4—30 мПа-с.

Полученная модель может быть использована для оценки конечной нефтеотдачи залежей на стадии геологоразведочных работ. Однако роль отдельных параметров в данной модели несколько смещена, так как она не учитывает непосредственное влияние ряда геологических и технологических факторов (проницаемости, объема прокачиваемой через залежь воды и др.), которые оказывают существенное воздействие на нефтеотдачу в рассматриваемых условиях.

Одновременно с приведенной моделью разработана статистическая модель нефтеотдачи по материалам 36 залежей Азербайджана и Туркмении [Абасов М. Т., 1973 г.; Султанов Ч. А., 1974 г.], базирующаяся в основном на технологических показателях — темпе отбора нефти Гн, проницаемости &нр, коэффициенте. безводной нефтеотдачи т)безв, плотности сетки скважин S;

Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи от указанных параметров имеет следующий вид;

0,153+ 0,053 Тн+ 0,025 In ^пр —0,0021 (1]безв — 19,9) X

' Х(ТН — 5,59)+ 3,25^0,17^.(Х.6)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.6) равен 0,93. Рассмотренные факторы контролируют 86 % наблюдаемой изменчивости нефтеотдачи, средняя квадратическая погрешность определения коэффициента нефтеотдачи полученной модели составляет ±0,05.

Темп отбора нефти по уравнению (Х.6) соответствует среднегодовому до достижения максимальной добычи нефти (в % от балансовых запасов). Безводная нефтеотдача принята до 10 % обводнения. Плотность сетки определена с учетом числа одновременно работающих скважин в период максимальной годовой добычи.

Исследованные залежи характеризуются близкими значениями вязкости пластовой нефти (2—6 мПа-c). Количество прошедшей через залежь воды составляет 1,0—2,3 поровых объемов. Темп отбора изменяется от 2 до 10 %, коэффициент безводной нефтеотдачи от 0,02 до 0,41, плотность сетки от 3,3; до 16,6 га/скв., проницаемость 3-50-10-14 м2. \

Полученная модель может быть использована для оценки конечной нефтеотдачи в процессе разработки после достижения на исследуемых залежах максимальной годовой добычи нефти и начала их обводнения.

Большое число факторов учтено при создании статистической модели по данным 36 залежей Азербайджана [Багаров Т. Ю., 1973]: вязкость пластовой нефти. цн, проницаемость Апр, объем отобранной воды в поровых объемах Кв, плотность сетки скважин S, уровень максимальной годовой добычи нефти q, безводная нефтеотдача т]безв. \

' Уравнение зависимости конечной нефтеотдачи т] от рассмотренных по- казателей имеет следующий вид:

т]=^ 20,7 —0,6737 цн + 14,9867 1g ^пр +7,2 VB —0,3067 5 +

+ 0,392 9 + 0,1434 ^3 5.(Х.7)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.7) составляет 0,93. Исследованные факторы контролируют 86,5 % наблюдаемой изменчи-, вости нефтеотдачи. Относительно низкое влияние проницаемости на нефтеотдачу в полученной модели объясняется тем, что исследованию подверглись залежи, проницаемость которых изменялась в интервале 2—5-Ю-13 м2.

Полученная модель так же, как и уравнение (Х.6), может применяться для оценки конечной нефтеотдачи в процессе'разработки залежей после до-' стижения максимальной годовой добычи нефти и начала обводнения.

В. К. Гоманковым (1978) предложены статистические модели нефтеотдачи по 35 залежам Азербайджана с учетом основных факторов, оказывающих существенное влияние на разработку залежей и позволяющих достаточно полно охарактеризовать физический процесс извлечения нефти в рассматриваемых условиях..

В число этих параметров вошли относительная вязкость нефти ц0, проницаемость йпр, коэффициенты пористости йп, песчанистости Кв, эффективная нефтенасыщенная мощность й, объемный коэффициент пластовой нефти

количество прокачиваемой воды в поровых объемах т, темп отбора жидкости Т. В качестве конечной принята нефтеотдача при обводнении продукции 95 %.

Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи от рассмотренных факторов имеет следующий вид:

П= —0,409-гО,01 цо 4-0,261 Кп 4- 0,0036 й 4- 1,571 £„4-

4-0,04 т4-0,004 Т 4-0,121g йпр 4-0,451 й. (Х.8)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.8) равен 0,932. Указанные факторы контролируют 86,9 % фактической изменчивости нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи определяется со средней квадратической погрешностью ±0,05. Темп отбора жидкости,,по уравнению (Х.8), соответствует отношению среднегодового отбора, взвешенного по числу добывающих скважин, к балансовым запасам нефти.

Полученная модель может использоваться для определения конечной нефтеотдачи в процессе разработки залежей.

Для оценки конечного коэффициента нефтеотдачи падежей до начала их разработки предложено следующее уравнение с учетом рассмотренных параметров:

<1 = —0,674 — 0,01 р0 4- 0,306/<п 4- 0.0019Й 4- 1,998йп + 0,1441g йпр 4- °»71Ь.

(Х.9)

Коэффициент множественной корреляции полученной модели составляет 0,907. Исследованные факторы контролируют 82,3 % наблюдаемой изменчивости нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи определяется со средней квадратической погрешностью ±0,05. -

Статистические зависимости (Х.8) и (Х.9) охватывают широкий диапазон входных параметров и нефтеотдачи: ц0 = 0,6—25,8; Цо. ср =10,1; Кп = =0,12—0,83; Кп. ср =0,50; й=3—39 м; йсР=15,5 м; йпр = 14—78-10-“ м2; йпр. сР=246-10-“ м2; йи=0,18—0,25; йп. ср=0,22; 6=1,02—1,22; 6Ср = 1,12; т=0,54—3,50; тср = 1,80; 7=1,0—19,4 %; 7сР=6,1 %; t] = 0,16—0,81; -qcp = 0,56.

Полученные модели справедливы в условиях значительного снижения пластового давления ниже давления насыщения (более 50 %) и плотной сетки скважин (в пределах 0,7—8,2 га/скв.). Эти показатели не включены в Модели (Х.7) и (Х.8), так Нак они не оказывают значительного влияния на коэффициент нефтеотдачи в условиях Апшеронского полуострова.

Отсутствие существенной зависимости нефтеотдачи от степени снижения пластового давления объясняется тем, что исследованные продуктивные горизонты сильно неоднородны. Незначительное влияние плотности сетки скважин в рассматриваемом районе связано с небольшим диапазоном изменения этого показателя.

В табл. 22 приводятся в качестве примера фактические коэффициенты нефтеотдачи практически выработанных залежей Азербайджана, обводнен- ндсть которых превышает 97—98 %, рассчитанные по уравнениям (Х.8) и (Х.9). -

Как видно из табл. 22, расчетные величины нефтеотдачи хорошо согласуются с фактическими, что свидетельствует о достаточной надежности статистических зависимостей (Х.8) и (Х.9).

Фактические и расчетные коэффициенты нефтеотдачи по некоторым длительно разрабатываемым залежам Азербайджана

Коэффициенты нефтеотдачи

Месторождение, участок, продуктивный пласт

фактические

по урав

(Х.8)

нениям

(Х.9)

Сураханы:

центральное поле, IX

то же, НКПХ

юго-восточное поле, ПК2

Кала:

северное + южное поля, НКП

северо-западное поле, ПК

Локбатан-Пута:

северное поле, НКГ

периклинальное поле, НКГ

Бибиэйбат:

восточное + западное поля, НКП2

Карачухур, НКП

Карачухур, НКГ

0,60

0,72

0,62

0,68

0,58

0,18

0,16

0,53

0,53

0,43

0,62

0,72

0,61

0,68

' 0,54 .

0,16

0,16

0,48

0,58

0,48

0,60 0,71 0,64

0,63 0,53

0,20 0,19

0,51 0,54 0,44

Рассмотренные выше модели охватывают большой комплекс параметров в широком диапазоне их изменения, что позволяет использовать полученные зависимости в условиях Азербайджана для оценки конечной нефтеотдачи залежей на разных стадиях разработки. Эти модели базируются на различных совокупностях объектов, что обеспечивает получение по ним независимых оценок нефтеотдачи.

Зарубежные данные по определению нефтеотдачи с помощью многомерных статистических зависимостей

Ряд статистических зависимостей конечной нефтеотдачи с помощью многомерного корреляционного анализа получен зарубежными исследователями, в частности, по месторождениям США. По данным 70 залежей, приуроченных к песчаникам и разрабатываемых при водонапорном режиме которые по заданию Американского нефтяного института анализировали Ерейз и Баклей), Гутри и Гринбергер разработали статистическую модель нефтеотдачи в зависимости от вязкости нефти рн, проницаемости Апр, коэффициента пористости Ад, эффективной нефтенасыщенной мощности к и коэффициента нефтенасыщенности кн.

Уравнение зависимости конечного коэффициента нефтеотдачи от рассмотренных факторов имеет следующий вид:

q = 0,11403 + 0,27191g Апр 4-0,25569(1 —Ан) —0,13551g цн —

— 1,538АП — 0,00115/1.(Х.Ю)

Исследуемые параметры имели следующие значения Апр=4— —500-Ю-14 м2; АПр. ср = 1122-10—15 м2; рн=0,4—16,8 мПа-с; рн. сР = =2,7 мПа-c; Ад = 0,14—0,34; Ап. ср=0,26; А=1,5—101 м; Аср = 15 м; Ан = =0,58—0,90; Ан. ср=0,72; т]=0,238—0,782; т|ср=0,50.

В полученной модели наблюдается обратная связь нефтеотдачи с пористостью, эффективной нефтенасыщенной мощностью и нефтенасыщенностью,

что обусловлено, очевидно, наличием существенных корреляционных зависимостей между рассмотренными показателями. Таким образом, модель является "сугубо интерполяционной.

Следует иметь в виду, что многие объекты, использованные при разработке рассмотренной модели нефтеотдачи, находились на ранней стадии эксплуатации и не характеризовали конечной нефтеотдачи.

Исследования Гутри и Гринбергера были в дальнейшей продолжены под руководством Арпса. В результате проведенного исследования предложены статистические зависимости конечной нефтеотдачи по 70 залежам с водонапорным режимом (пески и песчаники) и по 80 залежам с режимом растворенного газа (пески, песчаники, карбоцаты). -

В модель нефтеотдачи для водонапорного режима вошли относительное содержание нефти в, пласте, представляющее собой отношение произведения коэффициента пористости Ап на коэффициент нефтенасыщенности Ан к объемному коэффициенту нефти А, подвижность, выражающаяся отношением проницаемости Апр к относительной вязкости нефти Цн/Цв, коэффициент водо- насыщенности 1—Ап и отношение начального пластового давления ро к текущему р.

Уравнение зависимости конечной нефтеотдачи ц от рассмотренных параметров имеет следующий вид: .

ц =ц =54,89854,898^н^ ^пИву.О77(1 _ ^г0 1903^н^ ^пИву.О77(1 _ ^г0 1903(^Г59(^Г59(Х.11)(Х.11)

ц =

ц =

54,898

54,898

^н^ ^пИву.О77(1 _ ^г0 1903

^н^ ^пИву.О77(1 _ ^г0 1903

(^Г59

(^Г59

(Х.11)

(Х.11)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.11) равен 0,958. Рассмотренные факторы контролируют 91,8 % фактической изменчивости нефтеотдачи. Относительная погрешность для полученного уравнения составляет 17,6%.

Модель охватывает широкий диапазон изменения исходных параметров: Апр = 11—400-10-16 м2; Апр. ср=568-10-15 м2; Ап=0,111—0,350; Ап. ср = 0,256; Ав=0,948—0,530; Ан. сР=0,750; р,н=0,2—500 мПа-c; рн. ср = 1,0 мПа-с; р,в = 0,24—0,95 мПа-c; р,в.сР = 0,46 мПа-с;А=0,997—2,950; 6ср = 1,238; р» = =3,15—47,52 МПа; ро.срМЭЗ МПа; р=0,7—35,07 МПа; рсР = 13,79 МПа; ц=27,8—86,7 %; цср=51,1 %. -

Для режима растворенного газа статистическая модель нефтеотдачи представлена в зависимости от тех же факторов, что и для водонапорного режима:

х Анас / _ х |Лн. нас /

. 0,3722 / ХО,1741

X (1 — АН) ' ’ (Х.12)

где рИаС—давление насыщения; АНас—объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; р.н. нас — вязкость нефти при давлении насыщения. Остальные параметры соответствуют данным уравнения (Х.11).

Коэффициент множественной корреляции уравнения (Х.12) составляет 0,932, относительная погрешность 22,9 %.

Модель справедлива в широком диапазоне исходных переменных. Для песков и песчаников: Апр=6—940-10-15 м2; Ац. СР=51 • 10~15 м2; Ап = 0,115— —0,299; Ац. сР —0,188; Ан=0,850—0,500; Ан. ср=0,700; Цн. нас = 0,3—6 мПа-с; Цн. нас. ср = о,8 мПа-C; - Анас =1,050—1,900; Анас. ср = 1,310; рнас = 4,47—- —30,82 МПа; рВас. ср = 12,25 МПа; р=0,07—7,0 МПа; рсР = 1,05 МПа; т) = =0,95—46,0 %; ЦсР=21,3 %. Для карбонатов (известняков, доломитов): Апр=1-252-10-15 м2; Апр. сР = 16-10“« м2; Ап=0,042—0,200; Ап.ср = 0,135; Ан=0,837—0,650; Ав. нас =0,750; рв=0,2—1,5 мПа-c; рн. ср = 0,4 мПа-с; Анас = 1,200—2,067; Анас сР = 1,346; Рнас=8,96—25,05 МПа; рВас ср = = 16,68 МПа; р=0,35—9,1 МПа; рср = М МПа; T) = 15,5—20,7 %; т]ср = 17,6 %.

При использовании данной модели для перенасыщенных нефтей (давление насыщения рНас ниже начального) к величине нефтеотдачи, рассчитанной по уравнению (Х.12), необходимо добавить дополнительную нефтеотдачу за счет упругих сил залежи при снижении пластового давления с р» ДО Рнас. -

Полученные статистические зависимости применяются в ряде нефтегазовых районов США, данные о месторождениях которых использованы при разработке рассмотренных моделей нефтеотдачи.

Определение нефтеотдачи при режиме растворенногогаза на основе физических свойств нефти

По данным аналитических, экспериментальных и промысловых исследований ВНИИ установлена зависимость конечной нефтеотдачи при режиме растворенного газа от вязкости нефти, коэффициента растворимости газа и объемного коэффициента пластовой нефти при давлении насыщения. В табл. 23 приводятся -величины нефтеотдачи при режиме растворенного газа в зависимости от указанных факторов. Эти данные могут быть использованы для приближенной оценки коэффициентов нефтеотдачи.

Таблица 23

Величины нефтеотдачи при режиме растворенного газа в зависимости от физических свойств нефти

Объемный коэффициент пластовой нефти

Коэффициент растворимости газа

Коэффициент нефтеотдачи при вязкости нефти в мПа с

3—13

1-3

0,5-1

1,0

0,5

0,13—0,16

0,20—0,25

0,25

1,0

; 0,16—0,20

0,20—0,30

0,30

1,2

0,5

0,06—0,10

0,10—0,16

0,20

1,0

0,15—0,25

0,25

1,4-1,5

0,5

0,15

1,0

.— •

—-

0,10

Г лав а XI

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИИ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Существуют три метода подсчета запасов нефти — объемный, материального баланса и эмпирический. Выбор метода подсчета запасов зависит от режима работы и степени истощения залежи. Объемным методом и методом материального баланса подсчитывают геологические запасы нефти, эмпирическим — извлекаемые.

Извлекаемые запасы нефти рассчитывают на основе геологических запасов и коэффициентов нефтеотдачи. Запасы растворенного в нефти газа подсчитывают по запасам нефти и растворимости газа.

Объемный метод

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на определении геометрических размеров залежи, емкости пустотного пространства, степени насыщения его нефтью и параметров, учитывающих перевод нефти из пластовых условий в поверхностные.

Геологические запасу нефти могут быть подсчитаны по формуле

Qo^Fhk^P*(XL1)

где Qo— геологические запасы нефти при стандартных условиях, т; F— площадь залежи, м2; h— эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м; кп — коэффициент открытой пористости; к» — коэффициент нефтенасыщен- ности; - 0 — пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объема пластовой нефти при подъеме ее на поверхность; 0=1/6 (6 — объемный коэффициент пластовой нефти); р — плотность нефти при стандартных условиях. т/м3.

Извлекаемые запасы нефти QH можно рассчитать, умножив величину геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи, т/е.

Q^Qo*!-(XI.2 >

Поскольку продуктивные пласты неоднородны по своим геолого-физическим свойствам, подсчетные параметры, входящие в формулы (XL 1) и (XI.2), необходимо взвешивать с учетом характера их распределения по- объему залежи. Обычно объем пласта определяют по карте изопахит. Он может быть получен также способом графического интегрирования по профилям.

Кроме собственно объемного метода существуют различные его модификации.

Вариант удельных запасов используется в двух модификациях— с помощью изолиний и многоугольников. В первом случае подсчитывают удельные запасы нефти, приходящейся на единицу площади в районе каждой скважины, с последующим изображением содержания запасов, нефти по площади залежи в виде изолиний. Во втором случае находят удельные запасы, приходящиеся на площадь- дренирования каждой скважины, изображаемую в виде многоугольников.

Объемно-статистицеские варианты основаны на использовании данных об отдельных подсчетных параметрах, определяемых по выработанным 'залежам или их частям с последующей экстраполяцией этих данных на аналогичные геологически сходные площади или участки. Обычно при этом рассчитывают следующие параметры:

(XI.3>

X = Z?H1Th = -:--»>;

(XI.4)

<7£п1Лн1Рб1Л1 = ——>

(Х1.5>

где Qi — накопленная добыча нефти из выработанной залежи; Ft, h^ kniy Pi, 0i, T)i — соответственно площадь, эффективная нефтенасыщенная мощность, пересчетный коэффициент, плотность нефти, коэффициент нефтеотдачи выработанной залежи или ее участка. Произведение AhiTIi представляет собой коэффициент использования пор х. Показатель q характеризует добычу нефти на единицу площади и эффективной нефтенасыщенной мощности пласта.

Извлекаемые запасы нефти по новым площадям или участкам залежи могут быть определены по следующим формулам:

QH = mnMpn;(XI.6)

Ои = ^п0р^;(XI.7)

Qn = Fhq.(XI.8>

Продуктивные пласты неоднородны по литологии, геолого-физическим свойствам и продуктйвности. Для более точной оценки ресурсов и рациональной разработки нефтяных месторождений следует дифференцированно подсчитывать запасы нефти с учетом указанных характеристик продуктивных пластов. Для этого могут быть использованы различные способы, например дифференциация запасов нефти на основе объемного метода по литологии, пористости, продуктивности и т. д. Применение данных о среднестатистических разрезах и удельных запасах позволяет также охарактеризовать распределение запасов нефти по разрезу и площади залежи.

Метод материального баланса

Принцип метода материального баланса заключается в равенстве количества извлеченных и оставшихся в залежи пластовых флюидов первоначальному их количеству. .

Можно выделить две схемы составления уравнений материального баланса — для режимов истрщения и напорных режимов.

Режимы истощения

При разработке залежей на режимах истощения, т. е. на упруго-водонапорном, упругом, растворенного газа, газовой шапки и смешанном, происходит перераспределение содержащихся в них нефти, воды и газа вследствие снижения пластового давления. Эти изменения физического состояния пластовых флюидов к пустотного пространства цласта лежат в основе уравнения материального баланса при режимах истощения.

Самым общим случаем разработки залежи на режиме истощения является ее эксплуатация при смешанном режиме.

Наиболее полно смешанный режим может быть охарактеризован следующими условиями: нефть полностью насыщена газом (пластовое давление равно давлению насыщения, в начале разработки имеется газовая шапка); в процессе разработки на вытеснение нефти оказывают влияние упругие силы залежи (включая нефть, связанную воду и породу) и внедрение в пласт законтурной воды; на залежи осуществляется также искусственное воздействие путем закачки воды и газа.

В этом случае геологические запасы нефти могут быть получены [Гришин Ф. А., 1975] по уравнению

л Qh [61 + (/'р-ГС) П-(^+:^~^)Х4-W ,х1 АХ Qo = . (А 1

61 - 66 ч— (V - Vo) + —(Рп - Мв) АрVo1 ~ «В

где Qo — геологические запасы нефти в стандартных условиях, м3; QH —накопленная на дату расчета добыча нефти при стандартных условиях, м3; го — растворимость газа в Нефти при начальном давлении, приведенная к стандартным условиям, м3/м3; гр— средний газовый фактор за период добычи QH объемов нефти, приведенный к стандартным условиям, м3/м8 (определяется как отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти на дату расчета); Vo, V— объемные коэффициенты пластового газа, соответствующие начальному и текущему (на дату расчета) давлению; до — объемный коэффициент пластовой нефти при начальном давлении; di — двухфазный объемный коэффициент нефтегазовой смеси (пластовая нефть и газ), 61=Р+(го—г)V, где о—объемный коэффициент пластовой нефти при текущем давлении; г — растворимость газа в нефти при текущем давлении, М3/м3; % —объемный коэффициент пластовой (закачанной) воды, соответствующий текущему давлению; IV — количество вошедшей на дату расчета в залежь воды при стандартных условиях, м3; W<— количество закачанной

на дату расчета в залежь воды при стандартных условиях, м8; w — накопленная на дату расчета добыча воды при стандартных условиях, м3; G — количество закачанного на дату расчета в залежь газа при стандартных условиях, м8; 6 — отношение объема пор, занятых на дату расчета газовой шапкой, к объему пор, занятых нефтью; ке — коэффициент водонасыщенно- сти; Ри, рв—коэффициенты сжимаемости породы и связанной воды, 1/МПа; Др — величина снижения пластового Давления от' начального до текущего.

В случае, когда какой-либо из элементов пластовых сил отсутствует, формула (XI.9) соответствующим образом упрощается.

Для естественного упруго-водонапорного режима, когда отсутствует газовая шапка (6=0, 0=0), вода не закачивается (IFf=0), газовый фактор стабилен и соответствует растворимости газа (гр=г«), формула (XI.9) приобретает следующий вид:

(XI.10)(XI.10)пQHb-(W-^X

(XI.10)

(XI.10)

1 ^в

В расе . насыщения, маемостью:

матриваемых условиях, когда пластовое давление выше давления объемный коэффициент пластовой нефти определяется ее ежи-

^-Azr2-',(ХМ1)Г

МР

откуда

6 = б0(1 + рнДр).(XI.12)

С учет лена как

ом соотношения (XI.11) формула (XJ.10) может быть представ-

(Х1Л$

^0 [Рп Ч* pH “ кв (Рн ~ Рв)] ^Р

' Для уп сутствует п (XI. 10) име

ругого режима, когда наряду с указанными выше условиями от- оступление воды из законтурной области (IF=0, о> = 0), формула ет следующий вид:

—У ,н,(XI.14)

b — 60 + Мк±А£в) Д

а формула

(XI.13)

Q = ————Qh^(1~^b),^j 25х

Ьо tPn + Рн ^в (Рн — Рв)] ^Р

С учет<

зм уравнения (XI.il) формулу (XI.15) можно представить так:

П<2н(1-Ав)(1 + РнАр)

[Рп+Рн-Ав(рн-Рв)ПАр *' ' '

Для ре (6=0, Gi = пренебрежи Уравнение (

жима растворенного газа, когда отсутствуют газовая шапка 0) и напор воды (W=0, W\=0, ш = 0), а упругие силы залежи мо малы по сравнению с энергией газа (рд=0; рд=0,' рв = 0), XI.9) имеет следующий вид:

Q„- У,[»1 + (г,-Го)П _(ХМ7)

— bo

279

Для естественного газонапорного режима, т. е. режима газовой шапки, когда отсутствуют закачка газа (0< = 0)'и напор воды (IF=0, №< = 0, да=0), а упругие силы залежи пренебрежимо малы по сравнению с энергией свободного и растворенного в нефти газа ((Зд = 0, 0Н=О, 0в=О), уравнение (XI.9) выражается так:

q0 = Сн^ + кр-^уь. ■ (XI 18)

Напорные режимы

В условиях напорных режимов, т. е. водонапорного и газонапорного, объем пустотного пространства залежи остается постоянным. В этих условиях исходя из того, что

Qo Vn. пр^н нач^;

Qoct — Vn. пр^н-текб»

можно записать

Qh = Qo—Qoct — Уп. пр (^н. нач ^н. тек) 6,

откуда

^н. тек = ^н- иачт* Qh*(XI. 19)

Ип.про

где Qo и Qoci — соответственно начальные и остаточные геологические запасы нефти при стандартных условиях, м8; W пр — объем пустотного пространства залежи, м3; кн. нач, &н. тек — соответственно начальный и средний взвешенный текущий коэффициенты нефтенасыщенности пласта, м3; 0 — пере- счетный коэффициент пластовой нефти; QH — накопленная на дату расчета

* добыча нефти при стандартных условиях, м3.

Выражение (XI.19), представляющее собой прямолинейную зависимость текущей нефтенасыщенности от накопленной Добычи, может быть использовано для определения геологических запасов нефти [Мартиросян В. Б-, Ка- лашнев В. В., Журик И. В., 1974].

Величина параметра кв. нач в уравнении (XI.19) соответствует ординате прямой, при значении QH равном нулю, т. е. начальной нефтенасыщенности , пласта; величина 1/Уп. прб соответствует наклону прямой.

Начальные геологические запасы нефти можно рассчитать по уравнению (XI.19) Экстраполяцией до остаточной нефтенасыщенности, равной нулю.

Эмпирические методы

Эмпирические методы подсчета запасов основаны на промысловых данных, учитывающих закономерности изменения текущей и накопленной добычи нефти или обводнения залежей в процессе их эксплуатации.

В первом случае применяются кривые изменения добычи, во втором — характеристики вытеснения. Кривые изменения добычи используются для различных режимов разработки, характеристики вытеснения — для водонапорного режима.

Запасы нефти подсчитывают путем экстраполяции кривых изменения добычи или характеристик вытеснения до предельных рентабельных дебитов и обводненности продукции.

• Применение эмпирических методов возможно на поздней стадии разработки, в условиях существенного снижения добычи нефти и высокой обводненности продукции. Эти методы позволяют определять извлекаемые запасы нефти при существующих условиях эксплуатаций залежей.

3.1. Методы подсчета извлекаемых запасов нефти,основанные- на кривых изменения добычи

Выделяют два типа кривых изменения добычи: кривые падения текущей добычи и кривую накопленной добычи. Первый тип включает кривую при постоянном проценте падения добычи, гармоническую и гиперболическую кривые.

Для кривой при постоянном проценте падения _ добычи отмечается линейная связь между логарифмом дебита и временем разработки [Arps J. J., 1956 г.; Stevens W. F., 1961 г.]. Для этого случая остаточные извлекаемые запасы нефти к концу разработки можно определить по формуле

л _. Чн — Чо

Q1MT 2,31g (1-0)

(XI.20)

где Qu. ост — остаточные извлекаемые запасы нефти к концу разработки залежи, т; до — начальная годовая добыча нефти, т; ди — конечная годовая добыча нефти, т; D — мгновенное падение добычи.

Величина 2,31g(l—D) соответствует наклону прямой в координатах lg q и t. Она определяется на основании фактических данных эксплуатации исследуемых пластов способом наименьших квадратов.

Время foci, необходимое для извлечения остаточных запасов нефти, рас-

считывается по формуле

,^ост

2,31g г -

(XI.21)

,2,3 lg (1 - D)

raer^qojqH.-

Для гармонической кривой график в координатах lg q и QH дает прямую линию с наклоном Dj^q».

Остаточные извлекаемые запасы нефти к концу разработки определяются

По формуле

Ри- Oct

2,3-22-

где Do— начальное падение Добычи.

Время рассчитывается по формуле

Do

1g ^

Чн

(XI.22)

— 1 Do

(XI.23)

Для гиперболической кривой график в координатах lgq и lq (I+SDqO даст прямую линию с наклоном 1/S. При построении данной прямой на основе метода наименьших квадратов величина SD0 оценивается подбором. Зная произведение SD0 и значение S, можно определить параметр Do. Остаточные извлекаемые запасы нефти к концу разработки определяются по фор- .

муле

Qh. ост

Vo-

1

(1-5)Ов[^

,S—Г

J

V?-1.

(XI.24

Время рассчитывается по формуле

_rs-l °СТ~ SD0

(XI.25)

Метод подсчета извлекаемых запасов нефти, нии зависимости накопленной добычи нефти QH

основанный на использова- __ от времени разработки t, предложен А. В. Копытовым (1970 г.). Этот метод базируется на том, что

в системе координат QHt и t данная зависимость трансформируется в пря

мую линию:

Q^t = at — b

(XI.26)

угловой коэффициент а которой представляет собой величину извлекаемых запасов нефти.

Методы подсчета извлекаемых запасов нефти,основанные на характеристиках вытеснения

Характеристики вытеснения нефти водой могут быть выражены в различных модификациях. В соответствии с этим предложены различные способы подсчета извлекаемых запасов нефти, основанные на этих характеристиках.

Метод Mi И. Максимова

Метод М. И. Максимова (1965 г.) основан на наличии линейной связи между накопленной добычей нефти Си и логарифмом накопленной добычи воды lg Св. В системе координат Сн и lg Св данная зависимость представляет собой прямую линию с угловым коэффициентом Iga и отрезком, отсекаемым на оси ординат lg6.

Извлекаемые запасы нефти, которые могут быть получены из залежи до конца ее эксплуатации, можно найти по формулам

1g Г - 1(9ж — ?н)

Си =1-2,36 Iga&(XI.27)

1g а

или ig Г—!£»_I

Си- ^Iga (l~b)J,• (XL28)

Iga

где Си — извлекаемые запасы нефти к концу разработки залежи, т; дж — конечная годовая добыча жидкости, т; ^н — конечная годовая добыча нефти, т; /в — конечная обводненность продукции, доли единицы; lg a — угловой коэффициент прямой в системе координат Сн и 1g Св.

Время, необходимое для извлечения остаточных запасов нефти, можно найти по формуле

Си. ост+^(а» aQA

^ост =— ■(XI.29)

Метод Б. Ф. Сазонова

Данный метод, является по существу модификацией метода М. И. Максимова и отличается тем, что в основу его положена зависимЬсть накопленной добычи нефти Сн от добычи жидкости Сж, а не воды.

Извлекаемые запасы нефти могут быть получены по формулам

'ig Г—2—-^1

. Си =,(XL30)

Iga

ИЛИ'

о,- ^^ ('-mJ. етlg a

Время, необходимое для извлечения остаточных запасов нефти, можно найти по формуле

/ост = ___и52.(XI.32)

Метод С. Н. Назарова

Метод С. Н. Назарова (1972 г.) основан на наличии зависимости накопленной добычи нефти (жидкости) от накопленной добычи воды. В системе координат 9ж/<?н и Qb эта зависимость представляет собой прямую линию:

^- = a+6QB,(XI.33)

чн

обратная величина углового коэффициента 1/6 представляет собой величину извлекаемых запасов нефти.

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Геологические запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают в соответствии с запасами нефти И данными о насыщенности нефти газом:

Go-Qoro,(XI.34)

где Go — геологические запасы растворенного газа при стандартных условиях, м3; Qo — геологические запасы нефтй при стандартных условиях, т; Го— растворимость газа в нефти при начальном давлении, приведенная к стандартным условиям,. м3/т.

Извлекаемые запасы растворенного газа определяют в соответствии с режимом разработки. При эксплуатации залежи на водонапорном режиме,, когда газовые факторы скважин во времени постоянны, извлекаемые запасы газа находят по формуле,

Gk^Q^(XI.35)

, где би — извлекаемые запасы растворенного газа при стандартных условиях, м3; QH — извлекаемые запасы нефти при стандартных условиях; м3.

При разработке залежи на режиме растворенного газа извлекаемые запасы газа определяются с учетом освобожденного объема пор за счет извлекаемой нефтй, усадки неизвлекаемой нефти й растворенного в ней газа:

би ™ Q</о — Qn^i^^ef ~ Qua (^о ^б) Pe^ef — @нзг»; (X 1.36)

где Qo, QH, Qh3 —геологические, извлекаемые и неизвлекаемые запасы нефти при стандартных условиях, т; г», ге— растворимости газа в нефти при начальном и конечном давлениях, прйведенные к'стандартным условиям, м3/т; bo-, be — объемные коэффициенты пластовой нефти при начальном и конечном давлениях; ре — конечное абсолютное давление в пласте, МПа; ае — поправка на сжимаемость газа; f— поправка на температуру.

В расчетах величину ре обычно -принимают равной 1 МПа.

В практике подсчета запасов используют также упрощенный вариант формулы (XI.36):.'

би = Qaro + Qhs (го гв) О^ЬоРё’(XI .37)

Уравнение (XI.37) в отличие от (XI.36) не учитывает поправок на сжимаемость газа, температуру и усадку неизвлекаемой нефти.

Таким образом, рассмотрение существующих методов подсчета запасов: нефти и растворенного газа позволяет систематизировать их следующим образом в зависимости от режима разработки, степени промышленного освоения и наличия исходной информации.

Объемным методом подсчитывают геологические и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа. Он применим для различных режимов и стадий

разработки залежей. Использование разных модификаций объемного метода дает возможность подсчитывать запасы при различных количестве и качестве исходных данных.

Методом материального баланса подсчитывают геологические запасы нефти. Он применим в условиях значительного отбора нефти из залежи при различных режимах разработки, для чего используют разные модификации метода.

Эмпирическими методами подсчитывают извлекаемые запасы нефти. Они применимы на поздней стадии разработки, в условиях существенного снижения добычи нефти и высокой обводненности продукции. Использование разных модификаций эмпирических методов позволяет не только подсчитывать запасы при различных режимах разработки залежей, но и учитывать различные аспекты процесса вытеснения нефти.

Глава XII

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ДОСТОВЕРНОСТИ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙИ ПРОЕКТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

Общие замечания по оценке точности

При обобщении первичных данных разведки и разработки возникают погрещности двух видов; систематические и случайные.

Выявление систематических погрешностей связано с анализом методов, которыми определяют параметры, и заключается в нахождении их величины и знака.

Систематическая погрешность может, рассматриваться как мера «правильности» измерения: результаты измерения постольку правильны, поскольку не содержат систематической погрешности и тем правильнее, чем меньше величина этой погрешности.

Устранение систематической погрешности может быть достигнуто путем введения поправки в измерение, размер которой равен абсолютной величине систематической погрешности, а знак — обратный знаку этой погрешности.

Случайные погрешности в отличие от систематических неизбежно присутствуют при всяком измерении (определении) величины признака (параметра). Величина случайной погрешности вычисляется существующими методами теории погрешностей измерений. Она может быть при необходимости уменьшена до желаемой, величины разными способами, однако полностью исключить ее из результата определения, невозможно, так как ее знак всегда остается неизвестным. Случайная погрешность может служить мерой, точности измерения: результаты измерений постольку точны, поскольку они не искажены случайными погрешностями и тем точнее, чем больше имеется оснований считать эти погрешности малыми. Однако понятие «точность» в широком смысле связывается с наличием как случайной, так и систематической погрешности.

В соответствии со сказанным оценка точности определения признаков и параметров предполагает в первую очередь исключение грубых просчетов, тенденциозных заключений, необоснованно принятых значений признака путем анализа методики нахождения параметра и проверки всех измерений и расчетов, связанных с определением изучаемых величин, после чего полученные значения параметров должны содержать лишь-случайные погрешности; которые и оцениваются во вторую очередь.

Иногда бывает известно, что полученное измерение содержит систематическую погрешность, исключить которую затруднительно. Если при этом есть основания считать ее величину меньшей или равной величине случайной погрешности, то исключать систематическую погрешность нет необходимости. Если же систематическая погрешность превышает случайную и устранить-ее невозможно, то замер должен быть забракован и исключен из расчета.

Основные источники возникновения систематическихпогрешностей определения параметров

Выявление основных тенденций к возникновению систематических погрешностей базируется на опыте разведки нефтяных месторождений, а также на анализе технических возможностей измерительных операций и методических приемов, с помощью которых определяются отдельные параметры и производные комплексные характеристики объекта.

К наиболее общим источникам возникновения систематических погрешностей определения параметров относятся следующие.

Упрощение структурного плана при построении его по данным бурения поисковых и разведочных скважин. От этого уменьшается длина контура и изменяется представление о площади залежи. Для избавления от подобных погрешностей необходимо анализировать достоверность структурной основы, получаемой по данным сейсморазведки, на разный опорных горизонтах и по его результатам делать вывод о возможной степени сходимости структурных планов по данным бурения и сейсморазведки.

Систематическая погрешность определения площади допускается при использовании структурных карт, построенных по кровле горизонта, а не по кровле коллектора, что особенно характерно для геометризации залежей в карбонатных коллекторах. В этом случае в зависимости от расстояния по глубине между двумя указанными поверхностями h и угла наклона слоев в приконтурной зоне а возникает большая или меньшая по величине погрешность площади ^F со знаком плюс

ЬР=—1,tga

где I — протяженность внешнего контура нефтеносности.

Неполный комплекс промыслово-геофизических исследований в интервалах продуктивных отложений иногда не позволяет выделить все непроницаемые прослои, что приводит к завышению эффективной мощности. Для повышения качества выделения мощностей необходимо в некоторых скважинах проводить контрольные сопоставления интервалов, выделяемых по стандартному комплексу, с данными диаграмм микрозондирования или бокового мйкрозондирования. Такие сопоставления позволят ввести поправку на значения мощности для всех скважин.

Однако в некоторых случаях даже полный комплекс промыслово-геофизических исследований не позволяет фиксировать тонкие глинистые прослои или даже микропрослои, которые могут существенно снижать величину эффективной мощности коллекторов. Для устранения такой погрешности необходимо добиваться полного выноса керна хотя бы из нескольких скважин, анализ которого позволит установить долю неколлекторов в интервалах, относимых по каротажу к эффективной мощности, и использовать эти величину для корректирования значений мощности в других скважинах.

Величина поправки должна обосновываться* по данным скважин, равномерно распределенных по площади залежи. В противном случае возможно занижение или завышение объема. Лучше всего определять величину поправки как среднюю взвешенную по площади залежи.

Систематические погрешности значений эффективной мощн'ости могут быть допущены в результате неправильного определения нижних пределов коллекторов и соответствующих им геофизических характеристик, в частности за счет непредставительности выборки, по которой обосновываются критические величины параметров. Избежать подобных погрешностей можно путем повышения представительности керна, более равномерного освещения им разрезов скважин и площади залежи.

Для решения практических задач по обоснованию нижних пределов и выделению эффективных мощностей на конкретном месторождении обычно стремятся пользоваться различными статистическими зависимостями, построенными по данным, полученным по этому месторождению. Однако при ограниченном объеме исходных данных указанные зависимости могут быть

ненадежными. В этих условиях лучше использовать обобщенные (для ряда месторождений или для целого района) зависимости, выведенные по большому фактическому материалу или исходя из общетеоретических положений и представлений.

При определении коллекторских свойств по керну иногда допускаются систематические погрешности из-за того, что отсутствует оценка представи- . тельности выноса керна. В частности, из-за бытующего на практике, но не всегда обоснованного суждения о том, что не выносятся прежде всего высокопористые разности, производится тенденционный отбор на анализы лучших из имеющихся в разрезе разностей Пород. В качестве мер по предотвраще

образцов керна по разрезу: с определенного интервала (зависящего от изменчивости пород) один . об-образцов керна по разрезу: с определенного интервала (зависящего от изменчивости пород) один . об-нию систематических погрешностей в этих случаях следует считать равно мерный отбор "

образцов керна по разрезу: с определенного интервала (зависящего от изменчивости пород) один . об-

образцов керна по разрезу: с определенного интервала (зависящего от изменчивости пород) один . об-

Вынос кернаВынос керна/х/х*п, *пр*п, *прразец, характерный для данного интервала. ' В случае плохого выноса керна необходимо исследование вопроса об отсутствии выноса тех Млн иных разностей. Для этой цели полезно строить графики зависимости z процента выноса керна в однородном интервале отбора от среднего значения пористости или проницаемости в этом интервале (рис^

Вынос керна

Вынос керна

/х

/х

*п, *пр

*п, *пр

Отсутствие связи между указанными вег личинами свидетельствует об одинаковом вы-

носе разных типов пород и, наоборот, наличие ее говорит о преимущественном выносе од-

гимн. Решение -этой задачу позволит обоснованно выбирать метод определения па:гимн. Решение -этой задачу позволит обоснованно выбирать метод определения па:связи нет, выносятся всесвязи нет, выносятся всение. 97. Анализ степени рав- них разностей пород по сравнению с дру- . номерности выноса керна—г •■

гимн. Решение -этой задачу позволит обоснованно выбирать метод определения па:

гимн. Решение -этой задачу позволит обоснованно выбирать метод определения па:

связи нет, выносятся все

связи нет, выносятся все

предпочтениепредпочтениеразности; 2 — связь есть, про-. -.

предпочтение

предпочтение

цент выноса керна у лучших раметра, например отдавать разностей меньшекерновым или промыслово-геофизическим

данным.

Некоторые методы определения нефтенасыщенности могут быть источниками значительных систематических погрешностей (например, определение остаточной воды центрифугированием или капиллярной пропиткой). Для их устранения необходимо сопоставлять результаты определения нефтенасыщенности по указанным методам с данными, полученными по кернам, отобранным из скважин, пробуренных на нефтяном или нефильтрующемся растворе. Это позволит проэталонировать применяемые методики и сделать не- г обходимые поправки.'.

При отборе глубинных проб нефти и газа необходимо иметь в виду возможную изменчивость их свойств в залежи, например повышение плотности и уменьшение газонасыщенностй от свода к контуру. В этих условиях, во избежание систематических погрешностей параметров нефти и газа пробы необходимо отбирать в скважинах, равномерно распределенных по объему залежи.

Систематические погрешности могут быть допущены и при геометризации объема залежи, особенно в литологически изменчивых коллекторах. Линейная интерполяция суммарной эффективной мощности пласта, состоящего из ряда выклинивающихся между скважинами прослоев, приводит к завышению объема. Для достоверной оценки объема в этих случаях необходимо строить карты эффективной нефтенасыщенной мощности раздельно по каждому прослою, когда создается возможность учета зон выклинивания

коллекторов..

При преимущественном замещении коллекторов между скважинами в случае суммарной геометризации нескольких прослоев завышения объема не происходит, и поэтому дробление пйаста на отдельные прослои становится излишним.

Отсюда ясно, что во избежание систематических погрешностей и длй объективного определения степени разделения залежи на объекты подсчета

запасов необходимо перед построением карт изопахит провести анализ условий осадконакопления и выявить преимущественный характер литологической изменчивости данного горизонта.

Завышение объема залежи возможно при неодинаковом методическом подходе к определению параметров. Так, если при определении пористости по керну выбрасываются замеры, имеющие значения ниже предельных для данного типа коллектора, то одновременно с этим следует сократить и эффективную мощность в разрезе скважин на соответствующую величину. При отсутствии такой возможности (нет надеждой привязки керна к интервалам разреза и др.) надо отказаться от корректирования пористости, поскольку оно исказит реальные соотношения между различными параметрами объема залежи. ' ,

Значительные систематические погрешности возникают при расчете средних из ряда первичных замеров признака в результате неучета разно- точности (весовых значений) отдельных замеров признака в исследуемой совокупности. Для их устранения необходимо тщательно соблюдать правила расчета средних (в частности, рекомендации, Изложенные в гл. IX).

Вычисление случайных погрешностей определения

z параметров залежей нефти

Характеристика средней квадратической погрешности

Случайная (средняя квадратическая) погрешность является оценкой случайной изменчивости признака, т. е. той составляющей общей изменчивости, которая при данном состоянии изученности признака остается невыяв- ленной. Средняя квадратическая погрешность тХ1 частного измерения Xi из ряда измерений xi, Хг, х3, ..., хп вычисляется как стандарт а^ по формуле среднего квадратического отклонения частного от среднего, т. е.

= ох, = 1 /,(XII.1)

У "-1

где X — среднее значение из ряда измерений; п — число измерений случайной величины.г

тХ{ характеризует среднее квадратическое отклонение любого частного из ряда измерений от среднего этого ряда..

Средняя квадратическая погрешность среднего значения ту всегда в "Уп раз меньше погрешности частного mxf.

Vn V п(п— 1)Vn V п(п— 1)(XII.2)(XII.2)

Vn V п(п— 1)

Vn V п(п— 1)

(XII.2)

(XII.2)

. Относительная средняя квадратическая погрешность определяется как отношение

т—

(ХП.З)(ХП.З)б- - ^--100 %

(ХП.З)

(ХП.З)

Если параметр залежи представляет собой среднее значение признака, то его погрешность в простейшем случае вычисляется по формуле .(XII.2). Если же речь идет о погрешности признака, картируемого по площади залежи (погрешность карты) или изменяющегося по профилю (погрешность разреза), то в этом случае имеется в виду погрешность любого частного значения из имеющегося множества, вычисляемая в простейшем случае по формуле (ХИЛ), когда закономерная (трендовая) составляющая исключена..

Погрешность среднего значения признака представляет собой количественную меру изученности параметра, т. е. она дает представление о том, насколько вычисленный параметр может отличаться от его истинного значения при данных условиях его оценки с вероятностью Р=0,68. Иными словами, средняя квадратическая погрешность описывает величину доверительного интервала, внутри которого с вероятностью Р=0,68 находится истинное значение параметра. Но, поскольку истинное значение остается всегда неизвестным, вместо него в расчетах используется среднее как наиболее близкое к истинному из всех частных значений измеренной величины (погрешность среднего меньше погрешности частного в У л раз).

Общая схема оценки точности полученного значения любого параметра залежи строится в соответствии. со схемой определения самого параметра. Так, если величина запасов нефти Q, рассчитанная объемным методом,— функция величин площади залежи F, мощности Н, пористости Ап продуктивного пласта и других параметров, входящих в объемную формулу, то средняя квадратическая погрешность этой величины запасов mq соответственно -есть функция средних квадратических погрешностей величин перечисленных объемных параметров:

mQ = f^MF, М^ М^, М^р, Mby (XII.4)

Следовательно, прежде чем оценить погрешность запасов, необходимо- предварительно оценить погрешность параметров, входящих в объемную форму. А чтобы оценить последние, необходимо сначала оценить точность тех более простых параметров или признаков, до которым находят данные объемные параметры.. Таким образом, оценка точности результатов разведки и разработки должна. начинаться с оценки достоверности первичных данных наблюдений в скважинах; по погрешностям этих данных определяются погрешности производных величин, которые,и используются в дальнейшем в качестве исходных данных для проектирования разработки и подсчета запасов' нефти и газа. '

Оценка точности высотного положения водонефтяного контакта

При оценке точности абсолютной отметки контактов первоначально следует установить: считать контакт горизонтальным или негоризонтальным в пределах изучаемой залежи. Обычно такое суждение выносится исходя из общих геологических соображений, вытекающих из известных сведений, об изучаемом районе, а также на основе сопоставлений отметок контактов по отдельным скважинам. Поскольку колебание отметок по скважинам может быть обусловлено помимо геологических причин еще и погрешностями отбивки контактов, для принятия решения о горизонтальности контакта необходимо пользоваться количественным критерием,, заключающимся в следующем. Если наибольшая разница в отметках контактов, определенных в разных скважинах, Превышает величину удвоенной средней квадратической погрешности определения отметки контакта в единичной скважине (см. формулу (XII.20), то контакт следует признать негоризонтальным.

Более строгая оценка наклона .поверхности контактов, может производиться по методу наименьших квадратов при наличии фактических отметок по большому числу скважин (15—20). Необходимость такой более строгой оценки бывает оправданной при решении специальных задач по выяснению величины наклона поверхности контакта (например, для выяснения роли гидродинамического или литологического фактора, обусловливающего этот наклон). Такие задачи обычно решаются в изученном районе, где имеется достаточное количество исходного фактического материала, позволяющего пользоваться аналитическими методами оценки степени наклона поверхности контактов.

Горизонтальное положение поверхности водонефтяного контакта

В простейшем случае, когда отметки Hi (i=l, 2, 3, ..., п) в каждой скважине устанавливаются сравнительно надежно с ■ использованием данных керна, промыслово-геофизических материалов в сопоставлении с данными опробования, вероятнейшее значение отметки ВНК выводится как среднее арифметическое по формуле (IX.1), погрешность которого вычисляется по формуле

твнк гор = тН = ^^Ут)" *(XI 1.5)

где_

где и^Щ — Н (i=l, 2, 3л),(XII.6)

Числитель подкоренного выражения в (XI 1.5) показывает сумму квадратов отклонений x>i, вычисленных по (XII.6)..

В том случае, когда определение отметки ВНК непосредственно в скважинах затруднительно по каким-либо причинам, абсолютная отметка контакта залежи устанавливается на основе данных опробования скважин, давших чистую нефть и чистую воду, а также скважин, давших в процессе испытания нефть с водой.

Отметка контакта залежи в этом случае определяется менее надежно, т. е. содержит большую, чем в первом случае, случайную погрешность, тем более, что интервалы перфорации нефтяных скважин часто располагаются на значительном удалении от поверхности раздела нефти и воды.

При таком методе определения отметки ВНК как средней по залежи при оценке ее точности принципиально могут иметь место два случая, определяющие разные условия вычисления.

'1. В случае равноточных измерений по парам скважин, когда нижние

дыры интервала перфорации скважин, давших чистую нефть, и верхние дыры интервала перфорации скважин, давших чистую воду, находятся примерно на одинаковом расстоянии от предполагаемого контакта во всех парах скважин, вычисления производятся по следующей схеме.

Для каждой из пар выводится средняя

'я^-^^-^-. (1, 2, 3, . . . , n),(XIL7)

где Нгв — отметка верхних дыр интервала перфорации водяной скважины; Н ш — отметка нижних дыр интервала перфорации нефтяной скважины.

Затем вероятнейшее значение отметки горизонтального ВНК выводится по формуле (IX.1) как среднее арифметическое, в которой п— число пар скважин, для которых выведены Hi по (XII.7).

Точность этой вероятнейшей отметки оценивается по формуле (XII.5), где п — то же самое число пар скважин.

На практике обычны случаи неравноточных измерений, когда интервалы перфорации нефтяных и водяных скважин в разных парах располагаются на разных расстояниях от предполагаемого контакта. Поскольку в этом случае отметки, определяемые по формуле (XII.7), признаются неравноточными, им приписываются веса, определяемые по формуле (IX.4).

Вероятнейшее значение отметки горизонтального ВНК выводится как взвешенное среднее арифметическое из отметок (XI 1.7) по формуле (IX.5).

Точность этой средней оценивается qp формуле

тя=1/^ — (XII.8)

Номера скважин

Отметки, м

Н£

с = 80-10=

, У1

."iB

+н .

30—23 .

1144,0

1119,2 .

21,8

.6,2-102

1131,6

13,0

+ 2,6

+33,8

87,6

18—23

1146,5

1119,2

27,3

7,4 -102

1132,8 ■

10,7

+ 1,4

+ 15,0

20,6 ’

. 20—23

1213,2

1119,2

94,0

88,4-1О2

1166,2

■0,9

—32,0

—28,8

920,1

25—22

1194,0

1119,0

75,0

56,2-102 *

1156,5

. 1,4

—22,3

—31,2 '

697,0

32—19

1188,0

'1081,0

107,0

114,5-Ю2

1134,5

0,7

-0,3

т-0,2

0,006

33—38

- 1177,0.

1046,0

131,0

171,6-102

1111,5

:0,5

+22,7

+ 11,4 ,

257,5 :

Н = 1134

27,2 ■

+60,2

—60,2 0

[^2] =

. = 1982,8

290

Операции по вычислению т—

тн~

[^] («—1)

1982,8

27,2(6—1)

= 3,8^ 4 м.

В табл. 24 приведены значения входящих в формулу (XII.8) величин и порядок действий по их вычислению. Для каждой из включенных в оценку ВНК пар скважин записывают абсолютные отметки верхних дыр перфорации, с которых получена вода, и нижних дыр с нефтью, определяют разности этих отметок di и вычисляют- значения весов (IX.4) и их сумму. По данным о средних значениях ВНК в парах скважины Hi вычисляют среднее положение ВНК в залежи Н и отклонения от этого среднего в каждой паре ut-.

Итог в графе qtVt должен быть равен нулю, что указывает на правильность вычисления среднего Н. Дальнейшие операции по вычислению т-д видны из табл. 24 и пояснений не требуют.

Негоризонтрльное положение поверхности водонефтяного контакта

Точность определения высотного положения поверхности негоризонтального контакта нефть—вода (газ — нефть, газ — вода), аппроксимируемого наклонной плоскостью, может быть вычислена по следующему приближенному правилу.. Сначала находят среднюю квадратическую погрешность определения контакта в единичной скважине пг^^ а затем с учетом числа скважин 4 вычисляют погрешность контакта для залежи в целом:

^ВНК накл 1/7Г^ВНК накл 1/7Г(XII.9)

^ВНК накл 1/7Г

^ВНК накл 1/7Г

i-й сква^кинеi-й сква^кинеОпределение, погрешности отметки контакта вОпределение, погрешности отметки контакта втщ зависит от метода отбивки ВНК, ГВК, ГНК в этой скважине.

i-й сква^кине

i-й сква^кине

Определение, погрешности отметки контакта в

Определение, погрешности отметки контакта в

В простейшем случае, когда отметка Нг в скважине установлена по данным интерпретации промыслово-геофизического материала в сопоставлении с результатами анализа керна и данных опробования, средняя квадратическая 'погрешность абсолютной отметки контакта находится по формуле ". "' -

mHi = V^i + ™2 + m| + m2 ,(ХИЛО)

где ш\ — погрешность определения абсолютной отметки устья скважины; т2 — погрешность определения глубины водонефтяного контакта по каротажной диаграмме; Шз — погрешность отбивки водонефтяного контакта по каротажной - диаграмме; ■ пц — погрешность определения суммарной поправки за кривизну ствола скважины.

В случае определения ■ абсолютной отметки контакта по данным опробования скважин, давших чистую нефть и чистую воду, точность отметки Нг для i-й пары скважин определяется приближенным способом как одна четвертая среднего превышения нижних дыр интервалов перфорации нефтяных скважин над верхними дырами интервалов перфорации водяных скважин из п пар анализируемых скважин.

Принимая половину среднего значения этого превышения в качестве предельной погрешности отметки Hi, находим ее среднюю квадратическую погрешность как половину этой предельной ■

V :zn„»J-d = —-^..• (XII.1I)

_ , Среднюю квадратическую погрешность абсолютной отметки контакта ■^Ыя^Жежи вычисляем по формуле (ХП.9), которая с учетом (XII.11) для случая II примет вид

/п-=_[^1_.(XI М2)

! ; ; '4n V~n "

Оценка точности абсолютной отметки контакта,вычисленной расчетным методом

Формулы для расчета отметок контактов имеют следующий вид: для водонефтяного контакта

.Р,А.-102(Р,-Ри)

"и ^;*(Л11.13)

s(p„-p)„

для газонефтяного контакта

h _ Р^Аги-|02(Рк-Рг) ,,х„ ...

«г =:’(XI 1.14)

5(РН-Рг)

где рн, рг, Рв — плотности нефти, газа и воды; рн, Рт, р» — пластовые давления в газовой, нефтяной и водяной частях пласта; Агн, ЛНв — превышения точки замера пластового давления в газовой или нефтяной части пласта над точкой замера пластового давления в нефтяной или водяной части пласта; йн, hT — превышения точки замера пластового давления над искомым контактом; g— ускорение силы тяжести.

Рис. 98. Схема нефтегазовой залежиРис. 98. Схема нефтегазовой залежи

Рис. 98. Схема нефтегазовой залежи

Рис. 98. Схема нефтегазовой залежи

Вывод указанных формул и условные обозначения к ним можно проиллюстрировать схемой на рис. 98.

Абсолютная отметка водонефтяного контакта

(XII.15)(XII.16)(XII.15)(XII.16)гвнк = 2в + Лн, а отметка газонефтяного контакта

(XII.15)

(XII.16)

(XII.15)

(XII.16)

2гнк ZA + Aj

где Za, Zb — абсолютные отметки точек замера пластового давления.

Аналогично выглядит схема вычисления отметки газоводяного контакта.

Точность результатов (XI 1.15) и (XII. 16) оценивается путем расчета средних квадратических погрешностей отметок ВНК и ГНК по формулам: для водонефтяного контакта

m«BHK = V mlB+mh„ ,(ХИ.17)

(XII.18)(XII.18)для газонефтяного контакта

(XII.18)

(XII.18)

где mZs, mZA — средние квадратические погрешности определения абсолютных отметок точек замера пластового давления, вычисляемые по формуле (XII. 10);т^, тнг — средние квадратические погрешности превы

шений (XII.13) и (XII.14), которые определяются по формулам

.■102

тнн= ± —~—тР;(XII.19)

Рн Рн

mh = ±^—тр(X 11.20)

Рн-Рг

Рис. 99. Номограммы для определения погрешностей превышений точки замера пла- ■стового давления над контактом:

я — для залежей платформенного типа; б — для залежей геосинклинального типа. Шифр кривых — разность плотностей рв—рн. Рн—Рг. Рв—Рг погрешностей

или по номограмме, приведенной на рис. 99, рассчитанной по этим формулам. Величина тр в (XII. 19) и (XII.20) представляет собой суммарную среднюю квадратическую погрешность определения пластового давления в нефтяной и водяной скважинах

^р = К^+ЧГ(XII.21)

или в нефтяной и газовой

m»-V'np„ + mpt,(XII.22)

где тРн) тРю тРг —средние квадратические погрешности определения пластового давления соответственно в водяной, нефтяной и газовой скважинах.

Величины пластового давления берут из технического паспорта манометров, используемых для замеров пластового давления в скважинах. Исходя из той или иной величины суммарной погрешности тР) выбранной в соответствии с требуемой точностью отбивки ВНК, ГНК или ГВК, максимально допустимая (предельная) погрешность замера пластового давления 3/Лрв 3/иРн Зтр< в каждой скважине, равная утроенной средней квадратической, не должна превышать величины, приводимой в табл. 25, что и определяет выбор манометра нужного класса точности, удовлетворяющего решению задачи с заданной надежностью.

Из номограммы и формул (XII.17)—(XII.18) видно, что точность высотного положения водонефтяного, газонефтяного или газоводяного

Таблица 25

Соотношение между предельной погрешностью замера пластового давления в единичной скважине 3/пРв, 3/иРн, ЗшРг и суммарной средней квадратической погрешностью в паре скважин тр

3^Рв- 3тРн’ 3^Рг

тр

Зтрв. 3"*Р«' 3тРг

тр

"3"р,- . 3"р„'

Рг

тр

Зтр„' 3тРг

тР ।

з^Рв. Зтрн. з^Рг

тр

0,004

0,002

0,022

0,010

0,038

0,019

0,105

0,050

0,189

0,090

0,008

0,004

0,025

0,012

0,042

0,020

0,125

0,060

0,210

0,100

0,013

0,006

0,030

0,015

0,063

0,030

0,145

0,070

0,225

0,110

0,017

0,608

0,034

0,017

0,084

0,040

0,171

0,080

0,245

0,120

контакта зависит от: 1) разности плотностей контактирующих флюидов; 2) точности замера пластового давления в соответствующих частях залежи; 3) точности определения абсолютных отметок точек замера пластового давления.

Руководствуясь перечисленными исходными данными, оценивают точность отметок контактов при решении задачи оценки точности результатов разведки (прямая задача). Однако может возникнуть необходимость решения обратной задачи, когда, располагая плотностями нефти, воды и газа, точностью определения отметок точек замера пластового давления в скважинах, а также требованиями к точности отбивки отметки контакта, которые нужно выполнить для качественного решения поставленной задачи разведки, требуется установить, какая точность замера пластового давления будет удовлетворительной, позволяющей достаточно надежно отбить контакт. Такая задача в случае необходимости должна быть решена расчетом перед тем, как приступить к самим работам по определению отметки контакта. Это позволяет заранее оценить возможности расчетного метода в каждом отдельном случае с тем, чтобы представить себе надежность полученного конечного результата.

Оценка точности в случае решения прямой задачи сводится к последовательному использованию формулы (ХИЛО) с необходимыми в ней дополнительными определениями; номограммы (см. рис. 99); формулы (ХЦ.21) или (XII.22) в сочетании с данными технического паспорта имеющихся в распоряжении манометров и данными табл. 25; формулы (XII.17) или (XII.18).

У случае решения обратной задачи первоначально, исходя из необходимой точности отбивки контакта, предписываемой требованиями к разведке, а также располагая величинами тгд, т-гу» вычисленными по фор' муле (XII. 10), определяют достаточную величину погрешностей тьн или тмТ решением уравнений (XII.17) или (XII.18) относительно этих аргументов. Далее по известным' значениям разностей плотностей воды и нефти, нефти и газа, а также по полученным величинам тин, тьГ с помощью номограммы определяют достаточную величину тр; После этого, руководствуясь величиной т-р и табл. 25, подбирают такой Манометр, который бы обеспечил необходимую точность замера пластового давления в каждой из двух скважин, между которыми отбивается контакт. г

Изучение точности результатовгполучаемых расчетным методом, позволяет в общем рекомендовать его для определения отметок ВНК, ГНК, ГВК залежей нефтяных и газовых месторождений платформенного типа. •Необходимо только следить за тем, чтобы точность получаемого результата в каждом случае удовлетворяла- бы требованиям изученности данного параметра, это определяется конечной задачей.

проектируется разведка, и несколько к своему завершению. Она пригоднапроектируется разведка, и несколько к своему завершению. Она пригоднат, мт, мРис. 100. Номограмма для определения погрешностей карт и разрезов изменения гипсометрии и мощности пласта.Группы кривых для_ разрезов я карт: о_— 7 = 800—1600 м; ,6 — 7= 2000—3500 м; в — Т= = 5000—7500 м (7 —средняя длина полупериода). Шифр кривых — средняя амплитуда Л основного колебания признакаРис. 100. Номограмма для определения погрешностей карт и разрезов изменения гипсометрии и мощности пласта.Группы кривых для_ разрезов я карт: о_— 7 = 800—1600 м; ,6 — 7= 2000—3500 м; в — Т= = 5000—7500 м (7 —средняя длина полупериода). Шифр кривых — средняя амплитуда Л основного колебания признака

проектируется разведка, и несколько к своему завершению. Она пригодна

проектируется разведка, и несколько к своему завершению. Она пригодна

т, м

т, м

Рис. 100. Номограмма для определения погрешностей карт и разрезов изменения гипсометрии и мощности пласта.

Группы кривых для_ разрезов я карт: о_— 7 = 800—1600 м; ,6 — 7= 2000—3500 м; в — Т= = 5000—7500 м (7 —средняя длина полупериода). Шифр кривых — средняя амплитуда Л основного колебания признака

Рис. 100. Номограмма для определения погрешностей карт и разрезов изменения гипсометрии и мощности пласта.

Группы кривых для_ разрезов я карт: о_— 7 = 800—1600 м; ,6 — 7= 2000—3500 м; в — Т= = 5000—7500 м (7 —средняя длина полупериода). Шифр кривых — средняя амплитуда Л основного колебания признака

Оценка точности структурных карт и карт эффективнойнефтенасыщенной мощности

Погрешность структурной карты или карты мощности продуктивного пласта, а также погрешности разрезов определяются по номограммам (см. рис. 100—104).

Номограмма на рис. 100 получена путем обобщения результатов изучения изменчивости свойств платформенных залежей нефти (см. гл. VII), используется при малом числе скважин и дает приближенное, но достаточно уверенное для проектирования разведки решение, начиная с плотностей сетки скважин, при кото; больших, когда разведка подход для оценки точности карт и разрезов, контролируемых приведенными на графике значениями геометрических элементов (амплитуды и длины полупериода) основных колебаний изменчивости указанных признаков либо по площади, либо по разрезу соответственно.

Все кривые на рис. 100 сгруппированы в три семейства а, б, в. Семейства а и б объединены соответственно в два луча, идущие под разными углами к оси абсцисс (средние расстояния / между скважинами), а семейство в представлено веером кривых, также под разными углами поднимающихся на разные уровни по оси ординат (погрешности разреза или карты).

Уровень, до которого поднимается та или иная кривая, зависит от_величины средней амплитуды А основного колебания признака по разрезу или площади. Группирование же по семействам определяется средней длиной полупериода основного колебания и характеризуется следующим разграничением.

Таким образом, для определения погрешности карты тк или разреза тр необходимо первоначально определить два основных геометрических элемента изменчивости карты или разреза, а также среднее расстояние между скважинами I. Последний показатель для карты находится как сторона квадрата, равновеликого площади залежи, приходящейся на одну скважину, и вычисляется по формуле

(X1L23)

где F — площадь залежи в пределах соответствующей оконтуривающей изогипсы, м2; п — число скважин в пределах площади F.

Для профильного разреза / вычисляется делением длины разреза от контура до контура залежи на п+1, где п— число скважин на профиле, или на и—1, если линия профиля ограничена с обеих сторон скважинами.

На рис. 101 дан профиль изменения эффективной мощности продуктивного пласта нефтяной залежи. Основные колебания признака здесь

характеризуются наличием трех полуволн, следующих одна за другой, которые выделены визуально линейными участками (полупериодами) Тх, Тг, Та с амплитудами At, Л2, А3. Средние Т=5000 м; Л =6,5 м. По рис. 100 путем интерполяции находим кривую для амплитуды 6,5 м в семействе в, по которой можно не только определить погрешность этого разреза при данной плотности наблюдений, но и прогнозировать точность профильной кривой при любой более плотной сетке.

Для оценки точности карты определяют Г и Л по ряду взаимно пересекающихся профилей, построенных по основным направлениям изменчивости. Линии профилей выбирают с таким расчетом, чтобы они покрывали равномерно всю площадь и охватывали по возможности все скважины, расположенные в пределах изучаемой залежи. Группы профилей одного направления компонуют в один профиль таким образом, чтобы не завышалась общая изменчивость составного профиля в результате несовпадения значений признака на концах составляемых разрезов. Остальные дей-

Рис. 101. Профиль изменения эффективной мощности

ствия по определению погрешности карты не отличаются от описанных выше.

Погрешности карты или разреза, построенных по достаточно плотным сеткам скважин, соответствующим стадии окончания разведки и разбуривания объекта добывающими скважинами, находятся более строгим методом.

В общем случае для этого используется формула

«к(р)“/«»н + ”4 > Г(ХП.24)

где тин — погрешность «чистой» интерполяции, обусловленная отклонением действительного изменения признака между точками наблюдения от линейного (при линейной интерполяции), м; ти — погрешность интерполяции, обусловленная наличием погрешности измерения признака /л0 в скважине.

Учитывая, однако, что ти, равная 0,82 /Ио, как правило, меньше /пНн в 3—4 раза и более, можно считать, что погрешность карты практически целиком состоит из тИн. Для определения этой основной составляющей используются номограммы рис. 102 (структурные карты) и рис. 103 (карты эффективной нефтенасыщенной мощности) для тех случаев, когда основные колебания признака описываются одной полуволной согласно схеме на рис. 104.

Для того, чтобы найти тин карты по этим номограммам, предварительно по оцениваемой карте определяют среднее расстояние между скважинами. Затем необходимо вычислить коэффициент UK относительной изменчивости размещения признака по площади залежи как средний из коэффициентов относительной изменчивости Ui по профилям. Направления линий профилей выбирают соответственно основным направлениям структуры, причем число продольных и поперечных профилей должно быть одинаковым.

Рис. 102. Номограмма для определения погрешностей интерполяции структурных карт. Шифр кривых — Ук

Рис. 103. Номограмма для определения погрешностей интерполяции карт эффективной нефтенасыщенной мощности.

Шифр кривых — UK

Коэффициент относительной изменчивости по каждому из профилей

U

I

-1,

л max "г .

4

(XII.25)

где I — длина кривой изменения признака, замеряемая на графике (см. рис. 104) линейкой или курвиметром, мм; Хщах — максимальное значение признака, замеренное на графике линейкой, мм; L — длина профиля на

графике, мм.

Следует заметить, что величины I, Хтах и L, замеряемые в миллиметрах непосредственно на графике, зависят от соотношения вертикального и горизонтального масштабов, в которых вычерчен график. Приведенные номограммы рассчитаны для случая, если графики по профилям горизонтального масштаба к вертикальному: по структурным картам, равном 0,04; по картам мощностей, равном 0,008.

Следовательно, если горизонтальный:

вычерчены при отношении

г

£§21- Р§^ л

масштаб графика, строящегося по структурной карте, равен 1:10 000, то верти-

Рис.

(ООО 2000

3000 4000 5000 м

104. Схема знака по

изменения при- разрезу:

I — изменчивость II — изменчивость

и-го п+1-го

порядка;порядка

кальный должен быть подобран исходя из следующего расчета. Заданные величины: отношение масштабов г = |ле/р-с=0,04, горизонтальный масштаб A4e = 10 м/мм. Определяем: 1) масштабный коэффициент це= = I/Afe = 0.1; 2) масштабный коэффициент

ц с = це//=0,1/0,04 = 2,5; 3) вертикальный масштаб Л4С = 1/цс= 1/2,5 = 0,4 м/мм, т. е. вертикальный масштаб для графика должен быть взят 1 :400. Аналогично

можно подсчитать, что

при горизонтальном масштабе 1 : 25 000 вертикальный

следует взять 1 : 1000.

В случае оценки точности карты эффективной нефтенасыщенной мощ-. ности вертикальный масштаб подбирается так же, с той лишь разницей* что коэффициент г принимается равным 0,008.

Построив графики в указанных масштабах либо в виде полигональных кривых, либо в виде плавной кривой, замеряют величины /, Хтах, L (в мм) и определяют коэффйциенты_изменчивости по формуле (XII.25). По найденным значениям аргументов I и UK с помощью номограммы определяют погрешность соответствующей карты.

Для примера возьмем структурную карту по кровле продуктивного пласта (рис. 105) и оценим её точность. Известно, что площадь залежи, замеренная по внешнему контуру нефтеносности, составляет £=7783 га; на залежи пробурено п=11 разведочных скважин, по которым и построена карта. _

1. Среднее расстояние между скважинами (/) составит

Для вычисления коэффициента относительной изменчивости карты вычислим эти коэффициенты по направлениям профилей I—I и II—II:

графики изменения гипсометрии пласта по направлениям профилей, представленные на рис. 106, построены в масштабах: горизонтальный 1 : 25 000; вертикальный 1 : 1000;

по графикам найдем показатели: для профиля I—I /=590 мм, Хтах = 65 мм, £ = 564 мм; для профиля II—II / = 324 мм, Хтах = 65 мм, £=284 мм;

Рис. 105. Структурная ■ карта по кровле продуктивного пласта

/ — скважина, в числителе—номер скважины, в знаменателе — отметка кровли пласта; 2 — изогипсы; контуры нефтеносности: 3 — внешний, 4 — внутренний

г) коэффициент изменчивости карты равен 0,029.

По номограмме, используемой. для оценки точности структурных карт, при /=2660 м и //к = 0,029, получаем тин=±7 м.

. Примечания. 1. Погрешность разреза определяется аналогично с использованием Up, вычисляемого по формуле (ХП^5), и Z, определяемого по разрезу. 2. Каждая прямая обеих номограмм может . быть при необходимости продолжена в каждом случае оценки до значения" аргумента l=altLv Так, при оценке погрешности профильной кривой I соответствующий луч н°могРаммы со значением Z7i=0,020 ограничивается верхним пределом /=3/4Х14 000 м=10 500 м, а при оценке профиля II луч. со значением Un=0,037 может быть продолжен по прямой до значения аргумента /=3/4Х7000 м = 5250 м. Следовательно, при оценке погрешности карты по лучу номограммы с //к = 0,029 данный луч мозкет быть продлен до /=3/4(14 000+7000) : 2 = 7875 м, или в общем виде верхний предел (ВП) аргумента 1, до которого, закон изменения погрешности карты сохраняет прямолинейный характер, равен:

1■/вп = 0,75^—^,

п

где п — число профилей для оценки UK.

Оценка точности определения площади нефтеносности

Погрешность площади всей залежи или ее чисто нефтяной части обусловлена суммарным влиянием погрешности соответствующей структурнойПогрешность площади всей залежи или ее чисто нефтяной части обусловлена суммарным влиянием погрешности соответствующей структурной

Погрешность площади всей залежи или ее чисто нефтяной части обусловлена суммарным влиянием погрешности соответствующей структурной

Погрешность площади всей залежи или ее чисто нефтяной части обусловлена суммарным влиянием погрешности соответствующей структурной

Для случая, когда границей залежи является внешний контур нефтеносности, погрешность площади

<XIL26>

г Н п tg а

где тр— погрешность отметки водонефтяного контакта, м; /пд2—погрешгде тр— погрешность отметки водонефтяного контакта, м; /пд2—погрешность структурной карты,ность структурной карты,м; п — число приконтурных скважин или пар скважин, по которым производится интерполяция изогипс в приконтурной зоне; tga — средний тангенс угла наклона пласта в области контура.Погрешность тр определяется одним из описанных ранее способов в зависимости от того, каким принят контакт — горизонтальным или негоризонтальным, а также в зависимости от метода отбивки ВПК в скважинах. Если границей залежи является линия выклинивания пласта, проведенная на равном расстоянии от соседних вскрывших и не вскрывших залежь скважин (рис. 107), погрешность площади может быть вычислена по формулем; п — число приконтурных скважин или пар скважин, по которым производится интерполяция изогипс в приконтурной зоне; tga — средний тангенс угла наклона пласта в области контура.Погрешность тр определяется одним из описанных ранее способов в зависимости от того, каким принят контакт — горизонтальным или негоризонтальным, а также в зависимости от метода отбивки ВПК в скважинах. Если границей залежи является линия выклинивания пласта, проведенная на равном расстоянии от соседних вскрывших и не вскрывших залежь скважин (рис. 107), погрешность площади может быть вычислена по формулеРис. 107. Построение контура залежи посредине между не вскрывшими и вскрывшими залежь скважинами / — граница залежи, построенная по скважинамРис. 107. Построение контура залежи посредине между не вскрывшими и вскрывшими залежь скважинами / — граница залежи, построенная по скважинамо?»?.о?»?.(1 = 1, 2, 3, . .(1 = 1, 2, 3, . .п;п;2, 3, . . . , п)2, 3, . . . , п)(XIL27)(XIL27)

где тр— погрешность отметки водонефтяного контакта, м; /пд2—погреш

где тр— погрешность отметки водонефтяного контакта, м; /пд2—погреш

ность структурной карты,

ность структурной карты,

м; п — число приконтурных скважин или пар скважин, по которым производится интерполяция изогипс в приконтурной зоне; tga — средний тангенс угла наклона пласта в области контура.

Погрешность тр определяется одним из описанных ранее способов в зависимости от того, каким принят контакт — горизонтальным или негоризонтальным, а также в зависимости от метода отбивки ВПК в скважинах. Если границей залежи является линия выклинивания пласта, проведенная на равном расстоянии от соседних вскрывших и не вскрывших залежь скважин (рис. 107), погрешность площади может быть вычислена по формуле

м; п — число приконтурных скважин или пар скважин, по которым производится интерполяция изогипс в приконтурной зоне; tga — средний тангенс угла наклона пласта в области контура.

Погрешность тр определяется одним из описанных ранее способов в зависимости от того, каким принят контакт — горизонтальным или негоризонтальным, а также в зависимости от метода отбивки ВПК в скважинах. Если границей залежи является линия выклинивания пласта, проведенная на равном расстоянии от соседних вскрывших и не вскрывших залежь скважин (рис. 107), погрешность площади может быть вычислена по формуле

Рис. 107. Построение контура залежи посредине между не вскрывшими и вскрывшими залежь скважинами / — граница залежи, построенная по скважинам

Рис. 107. Построение контура залежи посредине между не вскрывшими и вскрывшими залежь скважинами / — граница залежи, построенная по скважинам

о?»?.

о?»?.

(1 = 1, 2, 3, . .

(1 = 1, 2, 3, . .

п;

п;

2, 3, . . . , п)

2, 3, . . . , п)

(XIL27)

(XIL27)

где а.— расстояние между скважинами в i-m профиле, м; Ь,— расстояние между соседними профилями, м.

Погрешность площади за счет участков отсутствия коллекторов («лысых» участков) при наличии нескольких пар скважин, вскрывших коллектор и неколлектор, определяется также, по формуле (XII.27).

(X 11.28)(X 11.28)Если внутри зоны отсутствия коллектора находится одна скважина, окаймленная линией выклинивания (замещения) коллектора, то погрешность площади «лысого» участка

(X 11.28)

(X 11.28)

тр=1/3тпр>

где тПр — предельная погрешность, равная всей площади, заключенной между предполагаемой линией выклинивания и линией, проходящей через крайние скважины с эффективной нефтенасыщенной мощностью пласта.

(XI 1.29)(XI 1.29)Относительная погрешность всей площади нефтеносности определяется как сумма произведений относительных погрешностей отдельных участков 6f; (в %) на удельный вес Кц площади данного участка в общей площади залежи (в долях единицы)

(XI 1.29)

(XI 1.29)

Оценка точности Определения средней эффективнойнефтенасыщенной мощности

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность может быть определена (см. гл. IX) как средняя арифметическая из ряда значений по скважинам или как средняя взвешенная по площади залежи в зависимости от количества исходных данных и возможности выделить те или иные формы закономерности ее изменения по площади.

В первом случае абсолютную погрешность средней мощности вычисляют по формуле (XII.2).

Если средняя мощность определяется взвешиванием по площади, то ее погрешность подсчитывается по формуле

Мк”-V, • •+ fn •(ХП.ЗО)

г

где т^н—средняя квадратическая погрешность карты эффективной нефтенасыщенной мощности, м; F — общая площадь залежи, м2; /ь f2, . • -, fn— площади элементарных полей, определяемые при расчетном сечении изопахит.

Высота расчетного сечения равна средней разности значений мощности по скважинам в пределах залежи. Определяют ее следующим образом. Находят среднюю разность значений мощности по нескольким профилям в соседних (по профилю) скважинах (табл. 26).

Таблица 26

Форма расчета средней разности признака

Профиль I—I

лэф. нефт » м

Разность, м

Средняя разность, м

Контур

0

3,5

Скв. 17

3,5

Скв. 18

8,4

4,9

Скв. 3

11,8

3,4

4,7

Скв. 11

2,1

9,7

Контур

0

2,1

Направление профилей выбирают по основным направлениям изменчивости мощности. В основном используют те же профили, по которым вычислялся коэффициент изменчивости при оценке погрешности данной карты и для каждого, рассчитывают среднюю разность „признака по форме табл. 26. После этого находят среднюю разность по площади путем осреднения полученных средних и округляют ее до ближайшего целого числа.

Для удобства расчета полей f, расчетного сечения полученную среднюю разность желательно округлить до величины, кратной рациональному сечению, для того чтобы использовать при их определении фактические подсчетные площадки или их суммы.

Относительную погрешность среднего взвешенного значения эффективной нефтенасыщенной .мощности, так же как и других ' подсчетных параметров, находят по формуле (XII.-3).

Оценка точности определения пористости, проницаемости,нефтенасыщенности и других параметров залежи

Погрешности определения плотности нефти и пересчетного коэффициента находятся как. погрешности средних арифметических значений соответствующего признака по формуле (XII.2).

Для расчета погрешностей ряда параметров, определяемых по керну: пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также вязкости пластовой нефти (по глубинным пробам) и среднего коэффициента продуктивности (по результатам испытаний и опытной эксплуатации скважин) — применяется формула

—(ХИ.31)

где К—число скважин, в которых производились определения признака; п — среднее число определений признака в скважине; S2 — средняя дисперсия признака в скважине; S2— дисперсия средних значений признака в скважинах.

Если пористость (или нефтенасыщенность) определена по данным промыслово-геофизических исследований и среднее значение для скважины вычисляется взвешиванием значений этих признаков в прослоях по мощности отдельных прослоев hj [см. (XI.2)], то второе слагаемое в подкоренном выражении (XI 1.31) целиком определяется как средняя величина тх погрешностей средних взвешенных значений признака тХ1 в каждой скважине при общем их числе. К:

К К

"*6"=-Lk—; = • (хп.з2)

(XI 1.33)(XI 1.33)Погрешность среднего взвешенного для каждой скважины вычисляется ио формуле

(XI 1.33)

(XI 1.33)

где tnXi — погрешность признака в /-м пропластке (интервале), определяемая по сопоставлению результатов геофизических определений с данными керна скважин, для которых имеются и те и другие определения.

Определение погрешностей комплексных параметров залежей нефти

К комплексным параметрам относятся численные характеристики объекта, полученные как производные от нескольких исходных. К ним относятся гидропроводность пласта; запасы геологические, балансовые, извлекаемые; коэффициент нефтеотдачи; различные коэффициенты неоднородности пласта, а также проектные технологические и технико-экономические показатели разработки месторождения. Погрешности комплексных параметров определяются по общим правилам теории погрешности измерений. Методика расчета некоторых из них приводится ниже.

Если гидропроводность пласта рассчитывается по формуле

p= ±^h(XII.34)

В

то* ее относительная погрешность (в %) вычисляется геометрическим суммированием относительных погрешностей проницаемости &Пр, мощности h и вязкости р:

«P=Ke^j^+^’ .<X,L35)

каждая из которых оценивается согласно методике, изложенной выше.

Если средняя гидропроводность пласта рассчитывается по формуле

р = 0,16Кпр(1п(XI 1.36)

где /Спр — средний коэффициент продуктивности, то величина относительной средней квадратической погрешности находится по формуле

8р = 0,1бКвкпр+^ .(XII.37)

R

где а = 1п— +С1 + с2, определяется оно как среднее арифметическое по скважинам, а его абсолютная и относительная погрешности оцениваются по соответствующим формулам (XII.2) и (XII.3). Погрешность Кпр определяется точностью индикаторной кривой по скважине и числом исследованных скважин;_

Аналогичен метод оценки средней проницаемости Апр, если она определяется по данным исследования скважин:

^пр АпHci + ^B

fap-^^^—,(X1I.38)

2л/1р

где Кр — среднее значение работающей мощности йласта, определяемое как среднее арифметическое из значений в исследовавшихся скважинах.

- В этом случае_____:

8г =о,1б)/вр +а„ +^+4_’(XII.39)

ПрР

В гидродинамических расчетах при проектировании разработки по методике ВНИИ-2 вместо средней проницаемости &Пр, определяемой по керну, используется среднее knp. тр из значений проницаемостей, моделированных трубками тока: ___

Vt,”1-27^, 0’388""(XII.40)

Абсолютная погрешность такого среднего рассчитывается по формуле

%.»“1,Я V<0.3№ПН^тК»-Н^ра.ЖПН^^’

(XII.41)

где ПН—показатель неоднородности пласта по проницаемости, определяемый выражением:

ПН = 1,52 Vlg[I + ^(^npi)].(XI 1.42)

где F(^p<)—коэффициент вариации значений проницаемости по общей выборке керновых Определений, который вычисляется как отношение стандарта о к среднему

=(XII.43)

«пр

Средняя проницаемость Лпр вычисляется как среднее из средних по скважинам, а ее погрешность /П£пр—по формуле (XII.31).

Погрешность показателя неоднородности тпн находится из выражения

тпн = mwz—-»(X 11.44)

2/ig[i 1-1174^.0

где mw — абсолютная погрешность коэффициента вариации (в %), вычисляемая по формуле

где N — общее число образцов.

Показатель неоднородности пласта по проницаемости ПН и его погрешность тпн» вычисляемые по формулам (ХП.42) —(XII.44), используются для определения погрешностей средней (моделированной) проницаемости АПр. тР. Наряду с этим параметром в гидродинамических расчетах в качестве исходного показателя используется показатель неоднородности пласта ПН по моделированной трубками тока проницаемости, который связан с ПН соотношением

ПНПН111,7—ЮЛЯ111,7—ЮЛЯ(XII.46)(XII.46)

ПН

ПН

1

11,7—ЮЛЯ

1

11,7—ЮЛЯ

(XII.46)

(XII.46)

Абсолютная погрешность этого параметра

тПН ^[ (11,7-ЮЛЯр] ^пн'тПН ^[ (11,7-ЮЛЯр] ^пн'(XI 1.47)(XI 1.47)

тПН ^[ (11,7-ЮЛЯр] ^пн'

тПН ^[ (11,7-ЮЛЯр] ^пн'

(XI 1.47)

(XI 1.47)

Относительные погрешности рассматриваемых параметров находятся по общему правилу, изложенному ранее.

Относительная погрешность б^^ а коэффициента охвата пласта заводнением Аохв. з находится геометрическим суммированием относитель

б» и зон, охвачен-'ПрИС. К•б» и зон, охвачен-'ПрИС. К•ных погрешностей объемов участков коллектора ных заводнением 6гохв 3, по общему правилу:

б» и зон, охвачен-'ПрИС. К•

б» и зон, охвачен-'ПрИС. К•

бук Прис, кбук Прис, кбАЯОХВ. 3бАЯОХВ. 3бук ОХВ. 3бук ОХВ. 3(XI 1.48)(XI 1.48)

бу

к Прис, к

бу

к Прис, к

бА

ЯОХВ. 3

бА

ЯОХВ. 3

бу

к ОХВ. 3

бу

к ОХВ. 3

(XI 1.48)

(XI 1.48)

Относительная погрешностьвычисляется как отношение

' прис. к

суммарной абсолютной погрешности объемов присутствующего коллектора по 1-м зонам (i=l, 2, 3, ..., п) к этому суммарному объему Уприс.к:,

6, кприс. к6, кприс. кV^S ^^прис. кУприс. кV^S ^^прис. кУприс. к(XI 1.49)(XI 1.49)

6, кприс. к

6, кприс. к

V^S ^^прис. к

Уприс. к

V^S ^^прис. к

Уприс. к

(XI 1.49)

(XI 1.49)

ОХВ. 3ОХВ. 3Относительная погрешность буохв 3 представляет собой отношение суммарной абсолютной погрешности объемов, охваченных заводнением, по /-м зонам к суммарному объему:

ОХВ. 3

ОХВ. 3

(XI 1.50)(XI 1.50)/=1

(XI 1.50)

(XI 1.50)

Уохв. 3

Абсолютные погрешности объемов тУПрис. к и ^^охв. з отдельных зон определяются через погрешности площадей этих зон по формулам (XII.27; XII.28) и (XII.29) и через погрешность средней мощности в пределах соответствующей зоны, для чего используются заранее построенные зональные карты.

Относительная погрешность определения балансовых запасов вычисляется геометрическим суммированием относительных погрешностей площади и средних значений мощности, пористости, нефтенасыщенности, плотности нефти, объемного коэффициента:

8o« = /er + es+^ + 8» +^ ^(XIL5I)

Уб г Г Л Rn RH Р H .

Если извлекаемые запасы QH по залежи определяются как произведение балансовых запасов Qe на коэффициент нефтеотдачи т), то погрешность извлекаемых запасов может быть подсчитана по формуле, аналогичной (XII.51), с добавлением под радикал в качестве дополнительного слагаемого д^, которое находится в соответствии с методом расчета нефтеотдачи.

Оценка точности определения проектной добычинефти по объекту

При проектировании разработки используются исходные данные, перечисленные в табл. 27. В ней же приведены в качестве примера параметры одного объекта и их погрешности, вычисленные в соответствии с предыдущим изложением.

Погрешность определения каждого параметра (графа 4) вносит свою долю (графа 5) в общую погрешность расчета добычи. Размер этой доли определяется ординатами кривых графика, приведенного на рис. 108.

Решающее влияние на точность результата оказывают погрешности 10 параметров из используемых 17 (1—3, 10, 12—17), остальные (4—9, 11) дают погрешности, отвечающие условию незначимости в сравнении с основными, поэтому они в расчет не вводятся и на графике соответствующие зависимости отсутствуют.

Таблица 27

Исходные данные для проектирования разработки

К с £

Параметр

& X

О.

С

1> S

О)

СУ К со

К я

s R

о £

О я

Я 3 ? - 2*0 О Я

о ” ® g 5 я о§че

а о 2 к « Ч Л е 0.0 И Soo о О К

a i S

5 8 * о

«&SS3 о^-££ Чя S Ч □

1

2

3

4

5

6

1

Площадь, м2

120Х

Х10«

8,0

8,0

2,1

2

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность, м

10

10,0

10,0

4,2

3

Коэффициент охвата в рядах

0,70

15,0

15,0.

12,6

4

Коэффициент воздействия в рядах

0,70

4,0

—

—

5

Плотность нефти, г/см3

0,82

1,0

—

—

6

Плотность воды, г/см3

1,02

0,2

—

—

7

Объемный коэффициент нефти

1,12

0,4

—

—

8

Объемный коэффициент воды

1,03

0,1

—

—

9

Вяз кость закачиваемой воды, мПа ■ с

1,00

0,1

—

—

10

Вязкость нефти, мПа-с

3,00

3,0

2,6

2,1

11

Вязкость пластовой воды, мПа-с

0,60

0,6

—

—

12

Насыщенность связанной водой

0,34

5,0

10,0

7,0

13

Насыщенность остаточной нефтью Средняя проницаемость, X 10“^2 м2

0,20

5,0

4,0

3,6

14

0,09

12,0

6,5

9,8

15

Средний коэффициент пористости

0,23

4,0

2,0

2,0

16

Показатель неоднородности

0,70

15,0

2,5

. . .2,5 . .

17

Перепад давления между забоями добывающих и нагнетательных скважин, МПа

12,0

3,0

1,5

. 2,1

По величинам относительных . погрешностей 10 основных параметров 6х( определяется доля каждого из них А^. в общей погрешности добычи с помощью соответствующей кривой графика. Исключение составляет кривая 16 для погрешности показателя неоднородности пласта по проницаемости. Эта кривая дана для случая, когда показатель равен 0,7, й поэтому она носит частный характер. В общем случае для определения погрешности добычи в зависимости от погрешности показателя неоднородности и его величины следует пользоваться отдельным графиком на рис. 109.

Общая относительная погрешность накопленной добычи дуд за любой срок разработки определяется геометрическим суммированием долей Axi:

5Qa = V^t + Л?2 + Л^3 + ^Hq + Л*12 + • • • + Ах17 .

(XI 1.52)

Абсолютная погрешность находится из соотношения

(XI 1.53)

•100

Рис. 108. Зависимость доли относительной погрешности накопленной добычи ДХр обусловленной погрешностью параметра, от относительной погрешности параметра 6^.Рис. 108. Зависимость доли относительной погрешности накопленной добычи ДХр обусловленной погрешностью параметра, от относительной погрешности параметра 6^.Рис. 109. Зависимость доли относительной погрешности добычи A.xje. от погрешности показателя неоднородности 6^Рис. 109. Зависимость доли относительной погрешности добычи A.xje. от погрешности показателя неоднородности 6^

Рис. 108. Зависимость доли относительной погрешности накопленной добычи ДХр обусловленной погрешностью параметра, от относительной погрешности параметра 6^.

Рис. 108. Зависимость доли относительной погрешности накопленной добычи ДХр обусловленной погрешностью параметра, от относительной погрешности параметра 6^.

Рис. 109. Зависимость доли относительной погрешности добычи A.xje. от погрешности показателя неоднородности 6^

Рис. 109. Зависимость доли относительной погрешности добычи A.xje. от погрешности показателя неоднородности 6^

Шифр кривых — величина неоднородности

Оценка точности расчета себестоимости добычи нефти

Относительная погрешность расчета себестоимости добычи нефти находится как геометрическая сумма относительных долей, вносимых погрешностями 17 исходных параметров, приведенных в табл. 27. Учитывая, что погрешности параметров 4—9, 11 незначительны по сравнению с погрешностями остальных 10 параметров, расчет ограничивается суммированием последних.

Для определения доли погрешности себестоимости, обусловленной погрешностью каждого параметра в отдельности, используется график на рис. НО

Располагая относительными погрешностями основных параметров дхр можно определить долю Хх; каждой из них в общей погрешности себестоимости с помощью соответствующей кривой графика.

Общая относительная погрешность себестоимости добычи дсд за любой срок разработки определяется по формуле

6сд=•

(XI 1.54)

Для примера расчета погрешности добычи на любой проектный срок используем исходные данные табл. 27 (графа 3) и значения их погрешностей (графа 4). С помощью графика на рис. 108 по соответствующим кривым оценим долю влияния погрешности каждого параметра на общую

погрешность добычи (графа 5). Погрешности параметров площади, мощности, коэффициента охвата в рядах целиком переходят в погрешности добычи, поскольку зависимости 1, 2, 3 представлены прямыми под углом 45° к оси абсцисс. Доли остальных погрешностей меньше за исключением" погрешности параметра 12, влияние которой превышает собственную величину.

Относительная погрешность добычи за любой проектный срок определяется согласно (XII.52):

6Qfl- КбЧ1^^^1!^^7^^7^=24 %•

Абсолютная погрешность добычи, вычисляемая по формуле (XII.53), вычисления использование величины самой добычиАбсолютная погрешность добычи, вычисляемая по формуле (XII.53), вычисления использование величины самой добычипредполагает для еепредполагает для ееРис. 110. Зависимость доли относительной погрешности себестоимости добычи +^°Т по* грешностей исходных параметРис. 110. Зависимость доли относительной погрешности себестоимости добычи +^°Т по* грешностей исходных параметза любой срок, в пределах которого действует составленный проект (технологическая схема) разработки. Поэтому абсолютные погрешности добычи будут иметь разные величины в соответствии с разной добычей на тот или иной год разработки.Так, если для рассматриваемого примера среднегодовая добыча за 10 лет разработки, согласно проекту, составляет 0,9 млн. т, то погрешность накопленной добычи к концу пятого года составитза любой срок, в пределах которого действует составленный проект (технологическая схема) разработки. Поэтому абсолютные погрешности добычи будут иметь разные величины в соответствии с разной добычей на тот или иной год разработки.Так, если для рассматриваемого примера среднегодовая добыча за 10 лет разработки, согласно проекту, составляет 0,9 млн. т, то погрешность накопленной добычи к концу пятого года составит4,5 X 24.то, == 1.08 млн. т.v5 ЮО ■4,5 X 24.то, == 1.08 млн. т.v5 ЮО ■На конец десятого года разработки mQ = 9,0 Х 24 = 2,16 млн. т.Q10 юоНа конец десятого года разработки mQ = 9,0 Х 24 = 2,16 млн. т.Q10 юоровров6.^. Номер кривой соот6.^. Номер кривой соответствует порядковому номерупараметра в табл. 27.ветствует порядковому номерупараметра в табл. 27.Исходя из того, чтоИсходя из того, чтоЭто значит, что фактическая добыча может отклониться от проектной с вероятностью Р«0,7 .на величину, не большую чем на 1,08 млн. т к концу пятого года и не большую чем на 2,16 млн. т к концу десятого года, при условии, что разработка объекта будет вестись в точном соответствии с проектом (технологической схемой) разработки. ■ .Это значит, что фактическая добыча может отклониться от проектной с вероятностью Р«0,7 .на величину, не большую чем на 1,08 млн. т к концу пятого года и не большую чем на 2,16 млн. т к концу десятого года, при условии, что разработка объекта будет вестись в точном соответствии с проектом (технологической схемой) разработки. ■ .вврассматриваемом примере себестоимость до-рассматриваемом примере себестоимость до-бычи 1 т нефти за 10 лет эксплуатации объекта составит 11,85 руб., относительную погрешность этой себестоимости ^сд^ определим по графику набычи 1 т нефти за 10 лет эксплуатации объекта составит 11,85 руб., относительную погрешность этой себестоимости ^сд^ определим по графику нарис. НО по формуле (XII.54):рис. НО по формуле (XII.54):

Абсолютная погрешность добычи, вычисляемая по формуле (XII.53), вычисления использование величины самой добычи

Абсолютная погрешность добычи, вычисляемая по формуле (XII.53), вычисления использование величины самой добычи

предполагает для ее

предполагает для ее

Рис. 110. Зависимость доли относительной погрешности себестоимости добычи +^°Т по* грешностей исходных парамет

Рис. 110. Зависимость доли относительной погрешности себестоимости добычи +^°Т по* грешностей исходных парамет

за любой срок, в пределах которого действует составленный проект (технологическая схема) разработки. Поэтому абсолютные погрешности добычи будут иметь разные величины в соответствии с разной добычей на тот или иной год разработки.

Так, если для рассматриваемого примера среднегодовая добыча за 10 лет разработки, согласно проекту, составляет 0,9 млн. т, то погрешность накопленной добычи к концу пятого года составит

за любой срок, в пределах которого действует составленный проект (технологическая схема) разработки. Поэтому абсолютные погрешности добычи будут иметь разные величины в соответствии с разной добычей на тот или иной год разработки.

Так, если для рассматриваемого примера среднегодовая добыча за 10 лет разработки, согласно проекту, составляет 0,9 млн. т, то погрешность накопленной добычи к концу пятого года составит

4,5 X 24.

то, == 1.08 млн. т.

v5 ЮО ■

4,5 X 24.

то, == 1.08 млн. т.

v5 ЮО ■

На конец десятого года разработки mQ = 9,0 Х 24 = 2,16 млн. т.

Q10 юо

На конец десятого года разработки mQ = 9,0 Х 24 = 2,16 млн. т.

Q10 юо

ров

ров

6.^. Номер кривой соот

6.^. Номер кривой соот

ветствует порядковому номерупараметра в табл. 27.

ветствует порядковому номерупараметра в табл. 27.

Исходя из того, что

Исходя из того, что

Это значит, что фактическая добыча может отклониться от проектной с вероятностью Р«0,7 .на величину, не большую чем на 1,08 млн. т к концу пятого года и не большую чем на 2,16 млн. т к концу десятого года, при условии, что разработка объекта будет вестись в точном соответствии с проектом (технологической схемой) разработки. ■ .

Это значит, что фактическая добыча может отклониться от проектной с вероятностью Р«0,7 .на величину, не большую чем на 1,08 млн. т к концу пятого года и не большую чем на 2,16 млн. т к концу десятого года, при условии, что разработка объекта будет вестись в точном соответствии с проектом (технологической схемой) разработки. ■ .

в

в

рассматриваемом примере себестоимость до-

рассматриваемом примере себестоимость до-

бычи 1 т нефти за 10 лет эксплуатации объекта составит 11,85 руб., относительную погрешность этой себестоимости ^сд^ определим по графику на

бычи 1 т нефти за 10 лет эксплуатации объекта составит 11,85 руб., относительную погрешность этой себестоимости ^сд^ определим по графику на

рис. НО по формуле (XII.54):

рис. НО по формуле (XII.54):

дСд = К2,1а+4,22+ 12,62 + 2,12 -|-72 + 3,62+9,824-224-2,52 4- 2,12+30,62 = = 36,6 %,

в которой используются данные графы 6 табл. 27.

Абсолютная погрешность себестоимости составит

ру6/т'

Таким образом, фактическая себестоимость может достигать величины 11,85 + 4,32 = 16,17 руб/т.

'§ 6. Допустимые пределы округления параметров

" Округление параметров следует производить так, чтобы не потерять при этом верные значащие цифры и не оставлять значащие цифры, недостаточно достоверные. Отсюда правило выбора этих цифр должно быть согласовано с точностью исходного значения параметра, обусловленной природной изменчивостью изучаемой характеристики, точностью измерения, а также с допустимой погрешностью определения результата. С учетом этих условий принимается методика вычисления погрешности округления параметра Аб, которая должна быть на порядок меньше среднего квадратического отклонения б^- параметра X, т. е. отвечать условию

Аб < -У- _^min(X11.55)

10fp2

чтобы она не вносила существенного искажения в результат расчета. Формула (XI 1.55) описывает правило округления единичного измерения (определения) признака. В ней

ох = ^тах ~ Xmin ,(XII .56)

2/р■

где tp — корень уравнения _"

'х-нРох

_ J f^dy=P,(XI 1.57)

X— tpQX

где Р — выбранная, достаточно близкая к единице вероятность. Так, при Р=0,68 /=1; при Р=0,95 tp=2; при Р=0,98 tP = 3.

Для округления среднего значения признака (параметра) необходимо пользоваться формулой

д6< J—l/l ^max.-Xmln(ХП.58)

10fp V п 2

где п— число наблюдений, по которым определяется среднее значение параметра.■.*■

-Таблица 28

Пример расчета погрешностей округления величины среднеймощности Н

i »

По требованиям к технологической схеме разработки 6j^ — 15% = 0,15

По требованиям к проекту разработки б"^ — 5% — 0,05

|in

о

№

П

5 9

№_среднее значение

№_среднее значение

a S

«оАбпараметра

*°Абпараметра

<0

К и « °*

<о'округляется

о

gокругляется

5 s

О В

о

О

До 10

5

0,065 0,05 Десятые доли

0,02 0,005 Сотые доли

единицы

■единицы

10—50

30

0,390,05То же

0,12 0,05 Десятые доли

..единицы

50—100

75

0,980,5 Целые единицы

0,30 0,05То же

Параметры

Интервалы изменения параметра

Проект опытной эксплуатации

Технологическая схема разработки

Проект разработки

Нефтенасыщенная мощность, м

1-5 5—10

10-50 50—100

Сотые

Десятые

»

Целые единицы

Сотые

Десятые

»

Целые единицы

Сотые »

Десятые

»

Пористость, %

5—10

10—30

Сотые

Десятые

Сотые

Десятые

Сотые »

Начальная нефтенасы- щенность, %

50—98

Десятые

Десятые

Десятые

Начальная водонасыщен ность, %

1—5 5—10 10—50

Десятые

»

Целые единицы

Сотые Десятые »

Сотые »

Десятые

Вязкость нефти, мПаХ

Хс

0,1—0,5

0,5—1

1—5

5—10

10—50

50—100

100—500 500—1000

Тысячные

Сотые

»

Десятые

»

Целые единицы

То же

»

Тысячные

»

Сотые

»

Десятые

»

Целые единицы

То же

Тысячные »

Сотые

»

Десятые

»

Целые единицы

То же

310

Допустимые пределы округлений значений параметров (до долей единицы или целых единиц)

Объемный коэффициент пластовой нефти, доли единицы

1,01—1,10

1,10—1,5

1,5—3,0

Сотые

Сотые

»

Тысячные

»

В

Объемный коэффициент пластовой воды, доли единицы

0,99—1,06

—

Тысячные

Тысячные

Пересчетный коэффициент для перевода нефти из поверхностных условий в пластовые

1,05—4,0

—

Тысячные

Тысячные

Добыча попутного газа, м3

100-1000 1000—2500 2500—5000 5000—10 000

(1—2,5). 10* (2,5—5)-104

Десятки единиц Сотни единиц То же

»

(десятые) -104 То же

Десятки единиц Сотни единиц То же

»■

(десятые) -104 То же

Десятки единиц То же

Сотни1 единиц

То же

»

(десятые) -104

Параметры

Интервалы изменения параметра

Проект опытной эксплуатации

Технологическая схема разработки

Проект разработки

Добыча попутного газа, м3

ОО

(5-10)-104 (1— 2,5)-106 (2,5—5)-106 (5—10)-106 (1—2,5)-10® (2,5—5)-10е (5—10)-10е (1—2,5) -10’ (2,5—5)-107 (5—10)- IO?

(1-2,5)-10®

(десятые) -104 (десятые) -105 То же

»

(десятые)-10® То же

»

(десятые) -107 То же

»

(десятые) -108

(десятые)-104 (десятые) - 10s То же

»

(десятые) -10®

То же

»

(десятые)-107

То же

»

(десятые) -108

(десятые)-104 (сотые)-105 (десятые)-105 То же (сотые)-10® (десятые) -10® То же (сотые) -107 (десятые) -107 То же (сотые) -108

to

Пересчетный коэффициент для перевода нефти из пластовых условий в поверхностные

0,43—0,5

0,5-0,95

Тысячные

»

Тысячные »

Десятитысячные Тысячные

Промысловый газовый фактор, м3/т

0,5—1,0 1-5 5—10 10—50

50—100 100—500 500—1000 1000—2500

Сотые »

Десятые

»

Целые единицы

То же

Десятки единиц

То же

Сотые

» » Десятые

»

Целые единицы То же

Десятки единиц

Тысячные

Сотые

»

Десятые

»

Целые единицы

То же

Десятки единиц

При расчете погрешностей округления, как отмечалось выше, кроме природного свойства изменчивости признака необходимо учитывать и желаемую. точность определения средних значений параметров. Существующие требования (см. гл. XIV) к точности определения параметров на разных стадиях проектирования разработки выражены в относительных средних квадратических погрешностях (бу).

Для определения допустимой погрешности округления среднего применяется следующая формула:

Аб < 0,086Хбу . (XI 1.59)

Методика расчета предельной допустимой погрешности округления среднего нормально распределенного параметра полностью распространяется и на расчет предельно допустимой погрешности округления среднего логнормально распределенного параметра, т. е. и в этом случае следует пользоваться формулой (XII.58).

Схема расчета погрешностей округления на примере мощности показана в табл. 28.

Процедура округления численных значений параметров сводится к следующему. По формуле (XII.58) для данной изменчивости признака и при принятой допустимой погрешности определения его среднего устанавливается предельно допустимая погрешность округления, которая равна половине единицы оставляемого после округления разряда. Поэтому величина Аб=0,5-10Л, где к — номер разряда, оставляемого в числе после округления, (& = ..., 3, 2, 1, 0, —1, —2, —3, ...). Если в округленном числе оставлены единицы целых, то А = 0; если десятые доли единицы, то к=—1; если десятки целых, то А=1 и т. д. Следовательно^ согласно неравенству (XII.58), надо подобрать такое к, чтобы число А6=0,5-10А оказалось ближайшим меньшим по отношению к правой части неравенства (XI 1.58).

Например, правая часть неравенства (XI 1.58) для средней мощности 30 м по требованиям изученности к технологической схеме разработки ^см. табл. 28) составляет 0,39 м. Предельная погрешность округления Дб=0,5-10Л вблизи этого числа может принимать значения: 0,5;_0,05. Из них ближайшим меньшим к результату 0,39 м будет значение Аб = 0,05. Поэтому в указанных условиях среднюю мощность следует округлять, оставляя в числе десятые доли единицы.

Для более удобного" пользования методикой округления в табл. 29 приведены допустимые пределы округлений, вычисленные для разных пределов изменения значений некоторых параметров с учетом требований к точности определения средних по стадиям изученности.

§ 7. Методы оценки достоверности параметровна основе информационных мер

Помимо методов оценки точности определения параметров, основанных на теории погрешностей, существуют и другие методы оценки достоверности параметров, в частности базирующиеся на использовании понятий теории информации.

Согласно этой теории, множество значений какой-то дискретной случайной величины характеризуется некоторым разнообразием, количество которого можно измерить. Так, о множестве х2, х3, х3, хь х3, х3, xt, х2, х3, ха, х2, хь содержащем V=12 значений, можно сказать, что оно имеет разнообразие в три элемента, поскольку содержит только (£=3) три различных элемента — Хь х2, х3.

Количество разнообразия множества удобнее измерять не числом различных элементов, а логарифмом этого числа log£. Кроме тор, с теоретических позиций оказалось более удобным рассматривать разнообразие

не самого множества значений случайной величины, а сопоставленного с ним множества вероятностей. Возможные значения дискретной случайной величины в совокупности с их вероятностями представляют ряд распределения этой случайной величины.,

Обозначим количество разнообразия через Н[х]. Для множества значений дискретной случайной величины

^[x] = log6.(ХП.60)

Если вероятности Pt каждого из к возможных значений Xt, составляющих разнообразие, равны между собой, то

Pi = -L = P. к Отсюда

Н [х] = log к = log ~ = - log Р.(XII.61)

Из формулы (ХП.61) следует, что если вероятности возможных значений случайной величины равны между собой, то среднее количество разнообразия, приходящееся на одно значение, будет равно

я-^== -Piogp.(хп.62)

к1

По аналогии с формулой (XI 1.62) для случая, когда вероятности Pt не равны между собой, количество разнообразия, приходящееся на одно значение Хг, можно принять равным

Якй= -PiXogPb

а общее количество разнообразия, представленного к элементами, выраженное через разнообразие множества вероятностей, будет равно

к

HVx\= -^ Pt\ogPt.(XII.63)

£==1

Эта величина называется энтропией случайной величины. Энтропия может быть вычислена при любом основании логарифмов а, так как замена основания а на b равносильна умножению энтропии на величину

М = ——- = logba.loge b

Обычно в качестве основания логарифмов принимают числа 2, е (основание натуральных логарифмов) или 10, и единицы измерения соответственно называют бит, нит и Хартли. Разнообразием в 1 бит характеризуется множество, имеющее два (6=2) равновероятных элемента. Разнообразие в 1 Хартли присуще множеству, имеющему 10 (6=10) равновероятных элементов. В дальнейшем, если не будет специальных оговорок, мы будем пользоваться одной единицей — нитом.

При вычислении энтропии непрерывной случайной величины порядок вычислений остается тем же, только в качестве возможных значений принимаются середины классов ряда распределения, а в качестве Pi^ вероятности попадания наблюденного значения величины в тот или иной класс.

С помощью энтропии можно определить число наблюдений, необходимое и достаточное для изучения свойств нефтегазоносного пласта при подсчете запасов и составлении технологической схемы разработки за-

лежи. Точные значения вероятностей Рг, соответствующих различным значениям дискретного параметра или различным интервалам ряда распределения непрерывного параметра, нам никогда не известны. Поэтому точное значение энтропии не может быть найдено. Фактически мы всегда будем располагать оценкой энтропии Я[х]п по некоторой совокупности п наблюдений. Назовем эту оценку выборочной энтропией. Она связана с истинной энтропией Я[х] параметра следующим соотношением:,

Н [х] » Hm Н [х]„.

Выборочная энтропия измеряет только разнообразие, свойственное имеющейся совокупности наблюденных значений параметра. В то же время она может служить оценкой энтропии генеральной совокупности, если число проведенных наблюдений достаточно велико. В силу закона больших чисел при равномерном расположении достаточно большого числа точек наблюдения должно выполняться приближенное равенство

•кк

У Rln^f У РНпРь

где Wi — относительная частота /-го значения параметра X, определяемая поданным наблюдений.

Мерой степени приближения Я[х]п к /7[х] служит дисперсия °н[г] выборочной энтропии:

^[„„--^(г^шч-^Ип).<хп.б4)

При . малом числе наблюдений выборочная энтропия оказывается сильно заниженной по сравнению с энтропией генеральной совокупности и дисперсия, ее будет большой, но по мере роста числа наблюдений происходит рост величины Я[х]п и разность между Я[х] и #[х]п стремится к нулю. Это связано с тем, что при малом числе наблюдений разнообразие выборки меньше разнообразия (изменчивости) пласта.

Когда разнообразие совокупности наблюденных значений параметра достигнет уровня разнообразия, свойственного изучаемому продуктивному пласту, систематический рост выборочной энтропии /7[х]п прекратится и она станет произвольно колебаться близ уровня, соответствующего величине Я[х], являющейся мерой разнообразия пласта. Произойдет стабилизация выборочной энтропии. Существует такое значение пПРед (в дальнейшем именуемое оптимальным объемом наблюдений), "что при п<пПред выборочная энтропия имеет тенденцию к росту с ростом л, а при /г>цПпеД выборочная энтропия стабилизируется и колеблется около значения Я[х].

Специальные исследования показали, что величина пПРед статистически связана с величиной приведенной дисперсии энтропии Р/л*]^

к/к\2

1*яи„=”4'(х]„ = 2 “’Jn2^. -(У ^InwJ .(XII.65)

Т=1\Т=1/

Эта связь может быть описана следующим уравнением регрессии:

(ХП.66)

где. s— число образцов в одной скважине; г — коэффициент корреляции между эффективной мощностью продуктивного пласта в скважине и параметром пласта (пористостью, проницаемостью и т. п.) в той же ск§а- „.^ жинё.

Формула (XI 1.66) пригодна и для параметра, принимающего в каждой скважине только одно значение (мощность, расчлененность и т. п.).

При проведении любых исследований, в том числе и геологических, осуществляется сбор информации об изучаемом объекте. Объект, очевидно, будет изучен полностью, если о нем получена вся полезная информация. В теории информации показано, что количество полней информации о некоторой системе равно энтропии этой системы:

/[х]«Я[[х].(XII.67)

Следовательно, количество полной информации о параметре пласта (или о пласте, как о сложной системе) будет численно равно энтропии Я[х] генеральной совокупности значений параметра. Практически интересно знать кроме величины полного объема информации также и то ее количество, которое поступает с каждым новым наблюдением, т. е. величину приращения информации. Очевидно, это количество А/ равно приращению энтропии:

А/ [х] = Н [х]/+1 - Н [х];,(ХП.68)

где //[x]j — энтропия до проведения наблюдений; 7/[x]j+i—энтропия после проведения наблюдения.

Приращение информации может быть обусловлено поступлением сразу некоторого количества результатов наблюдений. Поэтому целесообразно ввести понятие плотности информации, т. е. величины приращения информации на единичный результат наблюдения:

(XII.69)

Ап

где i[x]— плотность информации; Ап — количество вновь поступивших результатов наблюдения.

Зная величину i[x] и стоимость g одного наблюдения, можно определить стоимость q единицы информации, получаемой в результате дополнительных наблюдений:

Ч-^ТТ"(ХИ.70)

Анализ формул (XII.69) и (XII.70) показывает, что с увеличением g происходит резкое снижение величины i[x], что влечет за собой резкое возрастание q.

Из формулы (XII.68) следует также, что после накопления наблюдений в объеме ппред и стабилизации энтропии величина А/ будет случайным образом колебаться около нуля, т. е. поступление информации о параметре (об его среднем значении) прекратится. Такой характер изменения величин А/[х], i[x] и q позволяет с экономической точки зрения подойти к решению вопроса об установлении момента прекращения сбора информации.

Опираясь на информационные меры, можно найти и ответ на вопрос, какую точность определения среднего значения параметра обеспечивает объем наблюдений, равный «пред.

Любой параметр X продуктивного пласта может рассматриваться как случайная величина с ограниченным размахом R. Очевидно, что модуль разности (погрешности выборочной средней х) между математическим ожиданием тх (т. е. истинным средним значением параметра) и его оценкой х по выборке любого объема (включая выборку объема п=1) всегда меньше R, т. е.

<£.(XII.7I)

Истинное значение R, как правило, неизвестно и о нем судят через размах Rn выборки, который служит оценкой R. При некотором объеме выборки п (объеме проведенных наблюдений) получаем такое значение Rn, для которого выполняется неравенство (XI 1.71)

(ХП.72)(ХП.72)\mx — x\<Ra

(ХП.72)

(ХП.72)

Размах Rn (т. е. интервал между максимальным и минимальным значениями х,) можно разбить на некоторое число & подынтервалов ДМ:

ДМ

Тогда, если известна оценка Rn размаха, то в соответствии с (XI 1.61) и (ХП.72) можно утверждать, что энтропия генеральной (истинной) средней Я[тх] меньше величины In А: 1

т. е.т. е.In к — 1п^,ДМ

т. е.

т. е.

Я[тх] <1п^-.

ДМ

С другой стороны, если бы была известна именуемая ниже информационной мерой погрешности среднего ширина т интервала, в который наверняка попадают и х, и тх, то для энтропии Н\т,Д можно было бы указать более низкую границу:

^[m,]^ln —.

ДМ

Выше говорилось, что приращение "информации о параметре равно приращению энтропии от значения перед наблюдением до значения после наблюдения. По аналогии с этим величину

/[^„In-^-ln-^.(ХП.73)

ДМ дм

можно рассматривать как дополнительную информацию о тх, содержащуюся в ряде распределения параметра, по отношению к той информации о тх, которая содержится в размахе Rn.

(XI 1.74)(XI 1.75)(X 11.76)(XI 1.74)(XI 1.75)(X 11.76)Путем простейших преобразований из (ХП.73) получаем

(XI 1.74)

(XI 1.75)

(X 11.76)

(XI 1.74)

(XI 1.75)

(X 11.76)

771 = .

exp I [m^J

Величина Я^х] определяется из соотношения

,, ,, Я[х]

I [т^] = In- -

У "^ ^Н 1х1л

Подставив (XII.75) в (ХП.74), получим:

т =1/- рЯ[х]„ .

#[х] V п

Если над параметром X продуктивного пласта выполнено достаточно большое число наблюдений (п^Дпред), информационная мера m погрешности среднего х может быть вычислена как функция Rn объема п и ча- стотей Wi различных классов значений параметра, каждый из которых имеет ширину Дх, равную погрешности измерения значений параметра X:

Rn т = —У rot In WiRn т = —У rot In WiWi 1П2 ОУ;— ^ 2 Wi ln WtWi 1П2 ОУ;— ^ 2 Wi ln Wt

Rn т = —

У rot In Wi

Rn т = —

У rot In Wi

Wi 1П2 ОУ;— ^ 2 Wi ln Wt

Wi 1П2 ОУ;— ^ 2 Wi ln Wt

(XII.77)

Если в формуле (ХН.77) принять /г=лпРед и воспользоваться формулой (XII.65), то можно получить выражение для определения погрешности тст среднего значения параметра в момент стабилизации энтропии:

/пст:/пст:Rn к У t0(lntWf (=1Rn к У t0(lntWf (=1к/к\2

/пст:

/пст:

Rn к У t0(lntWf (=1

Rn к У t0(lntWf (=1

2 Wi ln8a/f — I 2 Wi In Wi I

+ (s-l)r»| [ЮОц^-е"^

(X1I.78)

Сравнивая информационную m и среднюю квадратическую ст- погрешности среднего значения х параметра, можно сказать следующее. Средняя квадратическая погрешность вычисляется в предположении, что х имеет асимптотически нормальное распределение, вследствие чего возможны, хотя и маловероятны сколь угодно большие погрешности оценки среднего значения параметра. В этом отношении информационная погрешность т отличается от а~. При выводе формулы для расчета меры т погрешности среднего учтено, что в любом случае расхождение между истинным тх и его оценкой х не может превосходить величину размаха R параметра и что R для всех геологических параметров имеет ограниченную величину. В связи со сказанным соотношение между т и ох достаточно сложно. При распределении X по закону, близкому к нормальному, обычно т получается не меньше о~ и не больше 2ст~, но ближе к 2 ст-.

Под предельной погрешностью среднего значения х параметра обычно понимают некоторую величину Д, такую, для которой справедливо неравенство

|тх —х|<Д.

При известной предельной погрешности полученное среднее значение обычно записывается как х±Д. Отсюда видно, что по крайней мере в тех случаях, когда положительные и отрицательные отклонения х от тх одинаково вероятны, между предельной погрешностью среднего Д и мерой т погрешности среднего существует соотношение

оценитьоценитьщ « 2 Д.

оценить

оценить

В связи с этим соотношением предельную погрешность можно через т по формуле

А 1

Д = —т.

Глава XIII

МЕТОДЫ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО АНАЛИЗА

1. Общие требования к системам информационногообеспечения решения геолого-промысловых задач

В основе организации современного геолого-промыслового анализа лежат огромные потоки различной информации, связанные не только с текущим ходом производства, но и с перспективами его развития. Для того чтобы полностью использовать эту информацию, нужно обработать ее соответствующим образом.

Важнейшее условие осуществления этого требования — разработка единой и взаимоувязанной системы информационного обеспечения, к которой все учетные, отчетные и плановые документы унифицированы, а входящие в их состав показатели позволяют проводить все необходимые сравнения и сопоставления.

Для того чтобы унифицировать и систематизировать систему документов, необходимо установить объем и содержание первичной информации. Объем не должен бцть велик, а сама информация должна быть единой как для инженера, геолога, разработчика месторождений, так и для экономиста, плановика, бухгалтера и статистика. Производная же информация, основанная на систематизации, группировке и обобщении первичной информации, в основном неизбежно будет иметь специфический характер, обусловленный целью использования.

Организация системы передачи рациональных потоков геолого-промысловой информации с единой взаимоувязанной информационной сетью должна удовлетворять следующим трем принципам:

разумное ограничение объема первичной -информации, но обеспечивающее самую обширную и разнообразную производственную информацию;

максимальное использование первичной информации и достаточно полное использование информации производной; повышение коэффициента использования первичной информации должно быть обеспечено при этом в первую очередь;

согласованная единая и гибкая система информации должна точно отражать объективный ход процесса производства.

Исходя из этих принципов систему информационного обеспечения можно представлять как логическую взаимосвязь всех источников информации, направленную на достижение конкретной цели и характеризующуюся своей структурой и поведением.

Необходимо определить область применения системы информационного обеспечения решения геолого-промысловых задач. Возможны следующие три варианта систем:

система, охватывающая только один регион, район, месторождение для геолого-промыслового анализа, например, Волго-Уральскую провинцию, Ромашкинское месторождение и т. п.; этот вариант получил наибольшее распространение в нефтяной промышленности;

система, связывающая все регионы, месторождения для геолого-промыслового анализа в целом по нефтяной промышленности;

система, связывающая геолого-промысловые анализы страны в целом.

Кроме перечисленных вариантов может быть много промежуточных, рассматривающих частные вопросы геолого-промыслового анализа.

Очевидно, что максимальный эффект внедрения системы информационного обеспечения в нефтяной промышленности достигается при втором варианте системы, но подготовка работы для внедрения в этом случае настолько трудна, что необходимо последовательным «подключением» данных о районах постепенно организовывать общую систему. При этом необходимо

постоянно иметь в виду наличие связи между зависящими друг от друга регионами, месторождениями и т. п.

По использованию информации для решения геолого-промысловых задач можно выделить три группы ее:

информация, носящая в основном описательный характер, которая, как правило, непосредственно не является основанием для принятия решения, а только информирует геолога;

информация, которая должна служить основанием для принятия решения; она инструктирует геолога;

информация с несложными выводами; последние должны основываться на разнообразнейшей геологической информации; основой для выводов может служить, например, письменный материал для анализа, составленный по ранее полученной информации; в основном к этой группе относится нахождение оптимальных решений различных проблем; эта информация побуждает геолога к принятию решения.

Информация может комбинироваться в различных группах. Но сведения всех групп должны быть представлены в виде письменного документа с необходимым минимумом данных или основанием для принятия решения.

Связь между звеньями геолого-промыслового анализа предъявляет к сведениям следующие требования.

Полнота и компактность, т. е. сведения должны содержать только информацию, необходимую для геолога. Иногда могут быть добавлены существенные индивидуальные статьи, которые могут повлиять на принятие решения.

Понятность сведений, что можно обеспечить, например выражая сведения о литологическом разрезе в виде специальных знаков, используя напечатанные формуляры, вводя графики, что обычно дает возможность быстрой оценки ситуации.

Наглядность сведений касается прежде всего общего вида и размещения напечатанной информации. Если сведения многочисленны, то в конце или в начале следует поместить резюме.

Своевременность сведений означает, что они должны поступать в установленный срок. На выполнение этого условия оказывает влияние своевременность подачи и подготовки информации к обработке, составления сведений и доставки ее получателю.

Надежность сведений обеспечивается рядом специальных мер, препятствующих возникновению погрешностей. Геологи, подготовляющие данные для составления сводки, должны быть обеспечены точной исходной информацией.

Постоянство сведений — одно из основных требований, так как в противном случае возникают излишние перерасчеты. Переработка сведений всегда идет по определенной программе.

Комплексность сведений.

Удовлетворение этих требований к информационному обеспечению геолого-промысловых задач стало возможным в результате проведенных в отрасли работ по совершенствованию структуры управления, обеспечению функционирования систем качественной информацией за счет широкого внедрения блочных автоматизированных установок и технологических комплексов различного назначения.

Многоступенчатая организационная структура с излишним числом звеньев, существовавшая до 60-х гг, удлиняла пути движения информации, вызывала задержки ее во времени. В конечном счете замедлялись принятие решений и реакция объекта управления на управляющие воздействия, т. е. ухудшалась оперативность управления геологическим производством и исключалась возможность своевременного вмешательства в ход производства.

Организационная перестройка системы управления, начатая в отрасли в конце 60-х гг., привела к ликвидации семиступенчатой структуры и замене ее сначала на трехступенчатую: министерство — объединение — нефтегазодобывающее предприятие, а затем на двухступенчатую: министерство — объединение.

За период 1969—1973 гг. в нефтедобывающих районах СтрйнЫ осуществлено широкое промышленное внедрение блочных автоматизированных установок и технологических комплексов различного назначения. Это изменило количественный и качественный составы информации.

Наиболее массовыми рассредоточенными объектами являются нефтяные скважины. Независимо от способов добычи они оснащаются только средствами защиты от аварий и устройствами автоматического пуска после кратковременных отключений электроэнергии. Разработанное оборудование для скважин обеспечивает работу технологических объектов добычи в автоматическом режиме без постоянного обслуживающего персонала, что соответствует требованиям к объективности и качественности информации.

Для измерения дебитов скважин внедрены различные модификации автоматизированной групповой замерной установки «Спутник». Дебиты скважин фиксируются на счетчиках блока' местной автоматики и по телемеханическим каналам передаются в пункт управления.

Для решения геолого-промысловых задач проводят сёрию работ, на основании которых находят первичные параметры, например необходимые для анализа состояния разработки месторождения:

' — отбор кернового материала (исследования при буровых работах);

— измерение отметок ВНК, ГНК, кровли, подошвы, нефтенасыщенности (промыслово-геофизические исследования);

— отбор глубинных проб, гидродинамические и промысловые исследования, опробование скважин (геолого-промысловые исследования).

Полученные данные в результате этих рабрт составляют информационный массив геолого-промысловых показателей. Информационный массив состоит из следующих подмассивов: геолого-физическая характеристика пластов, горизонтов; физико-химическая характеристика флюидов; данные исследования скважин; технико-эксплуатационцая характеристика скважин.'

Геолого-физическая характеристика пластов, горизонтов объединяет следующие группы Показателей:-

. — геологические параметры продуктивного пласта, горизонта;

— геолого-физические параметры пропластков, продуктивного пласта горизонта;

— физические параметры коллекторов по керну;

— минеральный состав коллекторов по керну;

— гранулометрический состав коллекторов по керну.

Физико-химическая характеристика флюидов содержит следующие группы параметров:?

— химические и физические свойства нефти по поверхностным пробам;

— физические параметры нефти в пластовых условиях;

— физические свойства пластовых Вод;

*— содержание микроэлементов, катионов и анионов в пластовых водах; — состав газа.

Данные исследования скважин Включают:

... —данные по опробованию и испытанию скважин'по Интервалам перфорации;.

— данные по гидродинамическим исследованиям всех видов Скважин;

— результаты обработки данных гидродинамических исследований Сква? жин.■,

Технико-эксплуатационная характеристика скважин включает следующую группу данных:

— паспортные данные скважин;

— сведения по оборудованию скважин;

— ежемесячные отчеты по эксплуатации добывающих скважин;

— ежемесячные отчеты по закачке воды в скважины;

— ежемесячные отчеты по закачке пара, воздуха в скважины.

о Ориентировочный объем информации, подлежащей хранению, по каждой скважине (при условии, что добывающая скважина работает в среднем 10 лет) составляет 1000 показателей.

Все исходные показатели разработки можно разделить на два основных вида: 1) показатели, .регистрируемые для определения геометрии пласта (геологическая информация) и фильтрационных характеристик; к ним «относятся данные о мощности и площади пласта, его проницаемости и пористости; эти параметры не меняются или мало меняются в процессе разработки залежи; 2) показатели, регистрируемые для определения технологических характеристик эксплуатации месторождения; к этой информации от- ' носятся данные о дебите нефти, содержании воды в скважине, забойном, затрубном давлении, количестве закачанной воды, нефтенасыщенности и др.; эти параметры существенно изменяются во времени.

Каждый из этих видов показателей подразделяется, в свою очередь, на две группы: показатели, характеризующие отдельный участок или месторождение в целом, и показатели, характеризующие отдельную скважину.

К первой группе -относятся следующие показатели: среднее взвешенное пластовое давление" в зоне отбора и на линии нагнетания; суммарная производительность скважин и средний дебит одной скважины; суммарная закачка воды по залежи; процент обводнения продукции залежи; коэффициент нефтеотдачи; средние пористость, проницаемость, мощность залежи и т. п. Для этой группы объем информации определяется числом скважин, по которым необходимо получить значение показателя. Представительность этой информации как в пространстве, так и во времени определяется: выбором расположения скважин по площади (на одном участке залежи иногда необходимо провести большую часть замеров, чем на другом); выбором времени производства замеров в скважинах, рассредоточенных по площади (может быть, в нескольких скважинах нужно измерять значения показателя одновременно или в определенный период).

Ко второй группе относятся следующие показатели: распределение скважин по дебитам, содержанию воды и способам эксплуатации; темп обводнения отдельных скважин во времени; средние значения параметров за месяц, квартал, год по скважине; суммарные (накопленные) значения параметров за месяц, квартал, год по скважине и т. п.

Объем информации для отдельной скважины определяется выбором периодичности замера показателей, а представительность информациивыбором момента * времени и длительности производства замеров в скважине.

Рассмотренные группы и виды информации служат основой для проведения работ по геолого-промысловому анализу разработки месторождения.

Геолого-промысловый анализ процесса разработки месторождений — элемент управления, включающий комплекс исследований, логических действий и математических расчетов, позволяющих оценить тенденции и главные стороны технологических явлений, происходящих в нефтяной залежи.

Важнейшие цели геол ого-промыслового анализа процесса разработки состоят в сопоставлении фактических и проектных показателей и объяснении причин установленного течения процесса, отдельных сторон течения процесса, явлений, происходящих при этом. j

После сопоставления фактических показателей с проектными данными и данными предыдущего анализа начинается собственно геолого-промысловый анализ разработки: уточнение геологической модели объекта разработки, анализ технологических и экономических показателей разработки, анализ состояния техники добычи.

В содержание каждого анализа для месторождений платформенного типа с водонапорным режимом входят следующие разделы.

I. Уточнение модели объекта разработки: геологического строения месторождения, геолого-физических параметров, физических свойств жидкостей.

П. Анализ технологических показателей (анализ по месторождению).

А. Анализ величины изменения добычи жидкости, нефти и газа.

Сопоставление величин изменения и характера текущей и накопленной добычи жидкости и нефти с величинами изменения закачки воды, а также фонда добывающих и нагнетательных скважин.

. Установление характера изменения добычи жидкости и нефти и фонда добывающих скважин по способам эксплуатации.'

■ 3. Выявление характера распределения добычи жидкости и нефти по площади и мощности пласта.■

Сопоставление текущих и накопленных объемов добычи по месторождению с гидропроводностью пласта.

Сопоставление динамики изменения текущего отбора жидкости с характером изменения пластового давления.

Установление соотношения' накопленной и текущей закачек и отбора по месторождению, пласту.

7. Выделение характерных участков месторождения по интенсивности их разработки.•.

Б. Анализ энергетического состояния месторождения. .

■1. Выявление характера распределения фонда нагнетательных скважин

и количества закачиваемой воды по площади и мощности пласта.

Сопоставление величин изменения пластового давления с величинами изменения добычи нефти и закачки воды.•.

Сопоставление фактической и расчетной величин пластового давления. Определение коэффициента несоответствия.■

• 4. Определение степени охвата пласта воздействием закачки.

Установление утечки жидкости за контур нефтеносности.

Выявление зон взаимодействия пласта с другими, эксплуатационными объектами по профилям давления. . .: .

7. Определение количества перетекающей жидкости в другие пласты.

Определение взаимодействия месторождения с соседними месторождениями. ..

Выделение характерных участков месторождения по распределению пластового давления.-

Анализ состояния обводненности месторождения.

Определение влияния текущих темпов разработки месторождения на обводненность продукции.

Выявление'степени и характера обводнения скважин по площади И мощности месторождения. .■

Определение скорости продвижения . внутреннего и внешнего контуров нефтеносности по картам изобар..'

Установление влияния отборов и закачки жидкости на продвижение контуров нефтеносности. ‘.

Определение степени обводненности продукции месторождения в зависимости от отобранных начальных запасов.

Установление зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды. . ; ,.'.'

Г. Анализ состояния выработки запасов нефти. .'.

1. Определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным (по отбору и выработанным запасам).'

. . 2. Установление текущего коэффициента нефтеотдачи по картам изо-, хрон обводнения.■

' ' 3. Определение потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин.•-

4. Нахождение коэффициента охвата (анализ по участкам). .

Геолого-промысловый анализ по месторождению предусматривает выделение характерных участков (работы А. 1 и Б. 9) с учетом уточненных исходных данных. По каждому участку проводятся следующие виды работ: а) анализ динамики изменения добычи жидкости, нефти и газа, при котором кроме перечисленных работ АЛ—6 определяют изменения фонда скважин (общего, работающего по способам эксплуатации)'; б) анализ энергетического состояния месторождения, в котором кроме перечисленных работ БЛ, Б.2, Б.4—7 решают отдельные задачи по взаимодействию скважин (влияние очагового заводнения, изменение закачки на отдельных" участках, влияние циклической закачки и др.); в) анализ состояния обводненности месторождения", который включает работы ВЛ—4 по участкам; г) анализ

состояния выработки запасов нефти, в котором кроме работ Г.1 и Г,2 определяют начальные (балансовые и извлекаемые) запасы в границах выделенных участков.

Процесс обработки информации в системах информационного обеспечения геолого-промысловых задач можно условно разбить на четыре этапа:

этап — обработка начальных данных на электронно-вычислительных машинах; запись этих -данных на магнитную ленту, диск; передача магнитных лент, дисков, в библиотеку и на II этап;

этап — упорядочение, группировка и выборка данных; выдача на печать обобщенных характеристик и данных; передача документов в библиотеку и на III этап; ”

этап — обработка обобщенных характеристик на ЭВМ; запись их на магнитную ленту, диск, в библиотеку; расчет и построение карт и графиков на графопостроителях и на IV этап;

этап — проведение расчетов по разделам геолого-промыслового анализа на ЭВМ по специальным программам; распечатка итоговых таблиц, графиков, карт и передача их в библиотеку документов.

§ 2. Автоматизированные информационно-поисковые системыв геолрго-промысловом анализе

Специфика задач, решаемых в нефтяной промышленности, заключается, в большом объеме обрабатываемой информации. На одном месторождении может находиться несколько тысяч скважин, а по каждой скважине снимаются до несколько сот различных показателей, изменяющихся во времени. Эта информация нущна для расчета проектных показателей разработки, для анализа динамики добычи жидкости, нефти и газа, энергетического состояния месторождения, состояния обводненности месторождения, • выработки запасов нефти, техники, добычи и для расчета экономических показателей нефтедобычи.

Все эти сведения, а также проектные задания и нормативно-справочные, данные записываются в память электронно-вычислительных машин, образуя банк данных. Банк данных — это совокупность сведений информационного массива, необходимых Для'проектирования и. анализа разработки месторождения, в запоминающих - устройствах ЭВМ на машинных носителях и. комплекс программ, обеспечивающих функционирование автоматизированной информационно-поисковой системы. Информационно-поисковая система .служит для осуществления процесса ввода, поиска и выдачи информации из банка данных.

Банк данных организуется с целью:

накопления геолого-промысловых данных, получаемых от геологов, технологов, экономистов; ' ; ‘ ,

возможности реорганизации массивов геолого-промысловой информации при появлении новых параметров;

обеспечения оперативного получения информации (с минимальными затратами времени) путем её однократного ввода и многократного исполь-, зования; ;

возможности интеграции массивов, т. е. использования данных в различных сочетаниях в зависимости от задач геолого-промыслового анализа.

Основные принципы построения автоматизированных информационнопоисковых систем, .способы автоматического поиска в массивах необходимой информации, примеры автоматизированных фактографических и документальных информационно-поисковых систем общего назначения рассмотрены в работе Г. Г. Белоногова, В. И. Богатырева [Белоногов Г. Г., Богаты- рев В. И., 1973].

Способ построения автоматизированных фактографических информационно-поисковых систем на примере геологической информации, т, е. информации, относящейся к полезным ископаемым, металлогении, тектонике, петрографии, минералогии, приводится в работе А. С. Смирнова (1976 г-).

Опыт работы автоматизированных информационно-поисковых систем в нефтяной промышленности дан в работе М. И. Максимова, В. Р. Воронов- ского и др. (1976 г.). Такие системы; начали создаваться'в связи с разработкой автоматизированной системы управления в нефтяной промышленности и широким внедрением в практику работы нефтегазодобывающих объединений средств вычислительной техники. Существенные результаты в разработке И внедрении информационно-поисковых сцстем достигнуты вычислительными центрами Главтюменнефтегаза и объединений Татнефть, Башнефть, Оренбургнефть, Азнефть, институтами Гипровостокнефть, ТатНИПИнефть, СибНИИМП, ЗапсибНИПИнефть, Центральной геофизической экспедицией Миннефтепрома и др. Информационно-поисковая система функционирует во ВНИИ, автоматизированная система поисковой и статистической обработки геологических данных — во ВНИГНИ и др.-

Разработанные комплексы программ информационно-поисковых систем ■ базируются как на ЭВМ второго поколения (ЭВМ «Минск-22, 32», М-222, БЭСМ-4) с использованием ленты в качестве накопителя информации, так и на ЭВМ третьего поколения — ЭВМ единой серии."

Рассмотрим некоторые способы поиска информации из общего информационного массива. ■..

■ Способ перебора. Сущность способа заключается в последовательном просмотре всего массива данных и отыскании такой величины, которая равна заданному значению. Перебор позволяет осуществить поиск в производственном массиве, т. е. не предъявляет никаких специальных требований к организации данных. Недостаткам перебора как метода поиска является большая затрата машинного времени на просмотр всех имеющихся данных.■. '

Многоступенчатый перебор. Весь информационный массив разбивается на ряд подмассивов, которые разбиваются на группы параметров, каждый из которых отличается от другого подмассива некоторыми отличительными особенностями. Разделение информационного массива на подмассивы дает возможность составить и записать в. ЭВМ вспомогательную таблицу, величинами которой являются не непосредственные показатели поиска, а выделенные подмассивы и группы геолого-промысловых данных. Каждому из выделенных подмассивов, групп параметров дается определенный номер. ..■ ■.'

- Поиск требуемого показателя выполняется в три этапа: сначала по вспомогательной таблице перебором отыскивается соответствующий подмассив, затем перебором в пределах этого подмассива — требуемая группа показателей, а затем перебором В пределах этой группы параметров — требуемый геолого-промысловый показатель. В результате поиск становится многоступенчатым.'-■ .’

■ Вычисление адреса. Признаку, пр которому осуществляется поиск, однозначно соответствует ■ функция адреса информаций в памяти ЭВМ. Взаимно-однозначное соответствие между числами, заданными в условии поиска, и их адресами в ЭВМ позволяет по простой формуле вычислить величину адреса информации в ЭВМ, а затем способом перебора найти искомую величину поискового показателя..

Дихотомический п b и с к. Сущность способа заключается в последовательном делении участков информационного массива пополам. Осуществление процесса поиска уменьшает неопределенность ■ информации о выполнении условий поиска в заданном множестве показателей, разбивает множество показателей, относительно которых к началу проверки нам неизвестно, выполняется ли в них условие поиска или нет, на два подмножества. Одно из этих подмножеств состоит из показателей, информацию о выполнении или невыполнении условий поиска в которых мы получили в результате выполненной проверки, и их поэтому можно исключить из дальнейшего поиска. Другое подмножество состоит, наоборот, из объектов, относительно которых продолжает отсутствовать информация о выполнении или невыполнении в них условия поиска. Поиск должен быть продолжен в пределах именно этого подмножества.■.. .

Рис. 111. Состав программ информационно- поисковой системы для ЭВМ М-222, разработанной в ЦГЭ Миннефтепрома:Рис. 111. Состав программ информационно- поисковой системы для ЭВМ М-222, разработанной в ЦГЭ Миннефтепрома:/ —■ вызов системного «числовой массив»; числового массива»; числового массива»;6 — обрабатывающие/ —■ вызов системного «числовой массив»; числового массива»; числового массива»;6 — обрабатывающиеобеспечения; 2 — пакетобеспечения; 2 — пакет3 — программа4 — программа5 — программа программы;3 — программа4 — программа5 — программа программы;«запись «вход«ряд»; ' 7 — про-. г, 8 — программа «докумейт и таблица» или «документ»; 9 — программа «диспетчер», осуще-«запись «вход«ряд»; ' 7 — про-. г, 8 — программа «докумейт и таблица» или «документ»; 9 — программа «диспетчер», осуще-грамма «запись числового массива»грамма «запись числового массива»ствляющая пакетный режим и оповещениео работе программ. АЦПУ — автоматическоецифровое печатающее устройство; МБ — маг-нитный барабан ЭВМ; МЛ—ЧМ — магнцтнаялента — числовой массив; МЛ—С ->магнитнаялента — системнаяствляющая пакетный режим и оповещениео работе программ. АЦПУ — автоматическоецифровое печатающее устройство; МБ — маг-нитный барабан ЭВМ; МЛ—ЧМ — магнцтнаялента — числовой массив; МЛ—С ->магнитнаялента — системная■ ной ленте задаваемых докудоен- лтов; упорядочение строк в таб-■ ной ленте задаваемых докудоен- лтов; упорядочение строк в таб-

Рис. 111. Состав программ информационно- поисковой системы для ЭВМ М-222, разработанной в ЦГЭ Миннефтепрома:

Рис. 111. Состав программ информационно- поисковой системы для ЭВМ М-222, разработанной в ЦГЭ Миннефтепрома:

/ —■ вызов системного «числовой массив»; числового массива»; числового массива»;

6 — обрабатывающие

/ —■ вызов системного «числовой массив»; числового массива»; числового массива»;

6 — обрабатывающие

обеспечения; 2 — пакет

обеспечения; 2 — пакет

3 — программа

4 — программа

5 — программа программы;

3 — программа

4 — программа

5 — программа программы;

«запись «вход

«ряд»; ' 7 — про-

. г, 8 — программа «докумейт и таблица» или «документ»; 9 — программа «диспетчер», осуще-

«запись «вход

«ряд»; ' 7 — про-

. г, 8 — программа «докумейт и таблица» или «документ»; 9 — программа «диспетчер», осуще-

грамма «запись числового массива»

грамма «запись числового массива»

ствляющая пакетный режим и оповещениео работе программ. АЦПУ — автоматическоецифровое печатающее устройство; МБ — маг-нитный барабан ЭВМ; МЛ—ЧМ — магнцтнаялента — числовой массив; МЛ—С ->магнитнаялента — системная

ствляющая пакетный режим и оповещениео работе программ. АЦПУ — автоматическоецифровое печатающее устройство; МБ — маг-нитный барабан ЭВМ; МЛ—ЧМ — магнцтнаялента — числовой массив; МЛ—С ->магнитнаялента — системная

■ ной ленте задаваемых докудоен- лтов; упорядочение строк в таб-

■ ной ленте задаваемых докудоен- лтов; упорядочение строк в таб-

Информационно-поисковая система, разработанная в Центральной геофизической экспедиции, написана в машинных кодах ЭВМ М-222, предназначена для автоматизированного хранения, обработки и выдачи информации для площадной интерпретации геологических, геофизических и промысловых данных с целью проектирования и анализа разработки месторождений.

Основные составные части

информационно-поисковой . системы — математическое обеспечение и информационный массив геолого-промысловых данных. Математическое Обеспечение составляет обрабатывающие, сервисные и вспомогательные программы (рис. 111).

Вспомогательные программы записывают на магнитную Ленту программ системы и осуществляют разносторонний контроль записанной на магнитную ленту информации, и, вообще, они на-, правлены на повышение технологичности обработки большого объема информации.

Сервисные программы 1 реализуют информационный поиск, т. е. записывают информацию в заданной форме, накапливают ее, организуют непрерывную обработку пакетных режимов, спо-* мощью которых происходит поиск и выбор необходимой информации на ленте, компонуют выходные документы в том или ином виде (в зависимости от поставленной задачи), проводят упорядочение строк таблицы числовых массивов, транспортируют и переставляют столбцы таблич-

ной матрицы, печатают выходные документы, выдают на перфорацию выходную информацию, записывают на магнитную Ленту промежуточные и конечные результаты.

Пример пакетного режима поиска информации с помощью информационно-поисковой - системы; поиск на информацион-

лице на магнитном барабане; расчет технологических показателей; подготовка документов для распечатки на АЦПУ или для записи на ленту; выдача результатов счета на печать макета к таблице; выдача на печать таблицы; выдача паспорта магнитной информационной ленты.,

Обрабатывающие программы определяют различные статистические характеристики параметров, находящиеся в банке данных; рассчитывают показатели в пластовых и поверхностных условиях;, рассчитывают и строят на фотопостроителях ФП-2 различные карты; проводят корреляцию пластов ' по разрезам скважин; выявляют однородные участки в плане пласта; полу;

Чают петрофизические паЛеткй, Необходимые Для Выдачи заключений йо кй- ротажу при оперативной интерпретации. -

Информационный массив составляют геолого-промысловые и техникоэкономические показатели пб скважинам месторождения, входящие в разработанные унифицированные формы сбора и представления первичной информации. Все формы объединены в подмассивы общего информационного массива. Показателям качественного характера, присвоены условные коды. Поиск осуществляется по Номеру формы и необходимым* количественным признакам в ней; номер формы показывает класс подмассива и группу показателей.

Специализированная йнформйционно-пойсковая система создана во ■ ВНИИ и предназначена для построения карт геолого-промысловых признаков. Исходными данными для построения карт служат координаты Скйа- жйн; номера скважин; ■ координаты точек внешних границ, контуров, линий сброса; значения некоторых параметров; сведения б типйх скважин и способах эксплуатации.-

Для автоматизации считывания И кодирования координат точек начальной карты (скважин, линий сброса, контуров нефтеносности и т. п.) использован графопостроитель, позволяющий считывать координаты точек при пё- ремещении каретки по карте. Координаты точек кодируются на перфоленте и печатаются на _ рулонной бумаге. Одновременно С клавишного устройства на ту же перфоленту и бумагу допечатываются номера скважин и другая информация. На считывание карты, содержащей 200 скважин, расходуется около 1,5 ч. После того, как данные по карте введены в машину, проверяется их правильность, при этом проверяется правильность занесения координат скважин и контуров нефтеносности.

• ' Программы информационно-поисковой системы составлены для. ЭВМ БЭСМ-6, обрабатывающие программы производят: ' -

расчет объемных и площадных параметров объектов разработки; • составление карт распространения коллекторов;

расчет: коэффициентов фильтрации и построение карт областей, охваченных разработкой;

• — построение карт в изолиниях;

’ — составление, карт состояния разработки.

Поиск заданного объекта в библиотеке объектов разработки, записанной на магнитной ленте, задается блоком выбора — подлежащий рассмотрению объект задается своим порядковым номером в библиотеке. В информационно-поисковой Системе ■ предусматривается возможность рассмотрения не всего объекта, а только части его, например блока или группы блоков. В этом случае координатами четырех точек задаются две прямые, ограничивающие рассматриваемую область объекта разработки. При наличии такого указания из считанных с магнитной ленты массивов выбирается информация только о тех скважинах и линиях, которые находятся в указанной области, и проводятся новые границы. Блок выбора позволяет считывать с магнитной ленты значения,, например, мощности пласта, числа зональных интервалов, масштаба, дебитов и др. В программе это обеспечивается перестановкой операторов чтения и фиктивного чтения. Изменяется также количество массивов..

Автоматизированная информационно-поисковая система лоисковой и статистической обработки геологических данных создана во ВНИГНИ на базе ЭВМ БЭСМ-4 [Аронов В. И., 1977 г.]. Система написана на языке алгол. ■ Информационный массив создается по каждому геологическому объекту (месторождение, залежь, скважинами т. п.) и включает перечень признаков, характеризующих объект. Число признаков должно быть менее 1000, первые 128 признаков могут быть качественными. В Этой системе принят способ хранения данных на магнитной ленте, при котором в одной -или нескольких зонах хранятся списки по отдельным признакам всех объектов. ,В этом - случае расположение значений признаков по различным объектам для всех признаков одинаково, т. е. сохраняется взаимо-однозначное соответствие между номерами объектов и адресами значений признаков в зоне магнитной ленты. Поиск получается целенаправленным, при этом просматриваются массивы

только в тех Зонах, где Содержатся признаки, по которым провоДИтСя пбиск, и в зонах, содержащих искомые признаки. Реализация процесса поиска в системе достигается с помощью программ «Функция», «Поиск» и др.

Результаты поиска выдаются на печать в виде таблиц, значения признаков печатаются по 10 столбцов, наименования располагаются в шапке таблицы.

Обрабатывающие программы позволяют рассчитывать различные статистические характеристики, проводить многомерный регрессионный анализ, полиномиальный тренд-анализ; по результатам поискового запроса могут быть построены гистограммы распределения признаков, на графопостроителе построены карты, получены данные для решения задачи подсчета запасов.

В институте ВНИИОЭНГ создана и многие годы работает система Информационно-справочного обслуживания различных абонентов отрасли (система «ИПСнефть-2»), АбонейтЗми Этой системы являются все объединения, ряд вычислительных центров отрасли, отдельные специалисты, работающие в нефтяной промышленности.

Абонент имеет право обращаться с запросом в систему, в этом случае ВНИИОЭНГ гарантирует Выдачу Информации по этому запросу. Запросы могут быть двух типов: разовый запрос-ответ и запрос, по которому абонент регулярно будет получать появляющуюся информацию.

В Систему заносят Сведения из отраслевых сборников, журналов, из реферативных Журналов ВИНИТИ. Специалисты ВНИИОЭНГа, обслуживающие эту систему, из рефератов к статьям выбирают те ключевые слова, которые определяют содержание статьи (т. е. еще раз составляют реферат на реферат рассматриваемой статьи).' По этим ключевым словам затем на ЭВМ с помощью «ИПСнефтЬ'2» осуществляется поиск данных для ответа на запрос. Как правило, количественных зависимостей и оценок результатов статей в реферате нет и поэтому к ключевым словам не относят количественные зависимости и оценки (и поэтому, Естественно, поиск по количественным признакам вести нельзя).

Запросы при геолого-промысловом анализе к «ИПСнефть-2» могут быть, например, такими: какие работы были посвящены Ромашкинскому месторождению; где рассматривался вопрос нефтеотдачи; какие работы были опубликованы с 1970 г. по нефтяной геологии и т. д.

Ответы на запросы печатаются на ЭВМ, где указываются авторы статьи, краткие рефераты этих статей.

Подобная система «ИПСнефть-2» нужна патентным службам, службам научно-технической информации, специалистам нефтяной промышленности, которые по рефератам должны затем определить — Стоит ли смотреть полный текст статьи, книги или нет? .

Еще одно направление развития информационно-поисковых систем для анализа геолого-промысловой информации связано с контролем, анализом и регулированием процесса разработки месторождений. Такие системы в вычислительных центрах основных нефтедобывающих районах частично созданы и работают. Текущая информация о работе скважин поступает в память ЭВМ. Это — дебит скважин, движение фонда скйажин, значения обводненности продукции в скважинах, устьевые давления, объемы закачки воды в нагнетательные скважины. Обработка этих данных и направлена на получение месячных, годовых, Эксплуатационных рапортов, на выдачу всевозможных выборочных справок по названным показателям. Обобщенная информация группируется по горизонтам, пластам, месторождениям, блокам, участкам, по объединению в целом. '

Системы сбора и запоминания в памяти ЭВМ в первом приближений созданы в объединениях Нижневартовскнефтегаз, Мангышлакнефть, Татнефть, Пермнефть, Башнефть, Оренбургнефть. В память ЭВМ записана текущая информация - о работе скважин таких месторождений, как Самотлорское, Ромашкйнское, Узень и др. Сегодня работы в этом направлении направлены на совершенствование комплекса программ для ЭВМ управления базами данных (например, база данных «Ока»), на пополнение базы данных Другими, геолого-промысловыми показателями работы скважин.

Раздел второй

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГОАНАЛИЗА И МЕТОДЫ ИХ РЕШЕНИЯ

'Глава XIV:

ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ,

§ 1. Цели и задачи подготовки залежей нефти к разработке

Подготовку залежей нефти к разработке можно рассматривать как единый процесс, поскольку как поиски и разведка, так и работы по обеспечению информацией всех последующих этапов разработки месторождения имеют общую цель: как • можно качественнее подготовить запасы, затратив на это по возможности меньше средств.

Работа по достижению этой цели начинается с решения вопроса о рентабельности разработки объекта на основе предварительной геолого-экономической оценки запасов, даваемой на заключительной стадии поискового этапа, и продолжается до того момента, когда изученность параметров будет отвечать необходимым требованиям. Критерий необходимого и достаточного уровня качества подготовки запасов при этом—достижение определенной надежности основных проектных показателей технологической схемы разработки (TCP), гарантирующей эффективность капиталовложений в стро-\ ительство нефтедобывающего предприятия.'

■ После начала разбуривания объекта, согласно TCP, задача повышения качества подготовленности запасов также сохраняет свою актуальность, в этом случае ее цель — обеспечение необходимой надежности показателей проекта разработки (ПР).

Изученность параметров нефтяной залежи на стадии составления ПР должна удовлетворять новым, еще более жестким требованиям к качеству, поскольку по этим запасам планируется добыча нефти на самые ближайшие ' сроки, и эти плановые показатели - должны быть наиболее обоснованы с точки зрения надежности. .,

Аналогичные требования к надежности параметров! залежей предъявляются и на последующих стадиях разработки. Однако главным этапом в изучений месторождения, определяющим эффективность разработки, все - же . является цикл поисково-разведочных работ, поэтому именно для этого цикла должны быть сформулированы наиболее полные и комплексные целевые задания по качеству исходной информации и достоверности определяемых по ней параметров залежей.■■ - ■■

- Для каждого нефтяного месторождения (залежи) в результате поисково-разведочных работ должны быть установлены:

— размеры И форма залежи, положение тектонических нарушений и их амплитуда; для ловушек литологического и стратиграфического типов — границы выклинивания, замещения и перекрытия проницаемых пород непроницаемыми;’■ ■'

х—- закономерности изменчивости литологии ■ продуктивных пластов, кол

лекторских свойств, эффективной нефтегазонасыщенной мощности;

— критерии оценки продуктивности пластов, а также нижние пределы коллекторских свойств; - '

— дебиты нефти, газа и воды, величины начального пластового давления и давления насыщения нефти газом, газовых факторов, коэффициенты продуктивности скважин и их изменения во времени; ..

' — качество нефти, газа, конденсата и воды и содержание в нцх сопутствующих компонентов;_.''‘

гипсометрическое положение водонефтяных, газонефтяных контактов и изменение их во времени;

гидрогеологические условия — гидродинамическая связь отдельных продуктивных пластов и тектонических блоков, естественный режим работы залежи;•

запасы нефти, растворенного и свободного газа;

условия для эффективной промышленной разработки залежей.

Указанный перечень представляет собой набор целевых заданий по разным видам информации, необходимой для подсчета запасов и проектирования разработки. Качество выполнения этих заданий характеризуется достоверностью параметров и категорийностью подсчитываемых запасов.

Современные представления о надежности технико-экономических показателей разработки и ее зависимости от достоверности исходных параметров

Рис. 112. Схема определения оптимальной степени разведанности

Рис. 113. Зависимость относительной погрешности определения проектной себестоимости добычи нефти 6 Сд от относительной погрешности извлекаемых запасов б QH

позволяют сформулировать целевую функцию поисково-разведочных работ ■ в количественном виде.

В соответствии с одним из основополагающих принципов разведки— принципом последовательных приближений, отраженном в положении об этапности поисково-разведочного процесса,—на каждой стадии изучения месторождение познается все более детально, выявляются новые закономер* ности все более глубоких уровней исследования. Вместе с тем уменьшается неопределенность -в оценке значений различных признаков, снижается уровень возможных погрешностей параметров, а в зависимости от этого уменьшается и риск получения экономических потерь при разработке из-за недостоверности исходных данных. Однако снижение уровня погрешностей и уменьшение риска потерь сопровождаются непрерывным ростом затрат на получение дополнительной информации.

Если эти две характеристики процесса разведки выразить одинаковой мерой (лучше всего в денежных единицах), то тогда их сумму можно рассматривать как критерий для определения оптимальной, степени разведанности; минимум этой суммы представляет собой целевую функцию разведки. Схема определения оптимальной степени разведанности показана на рис. 112. Кривая У отражает денежное выражение риска потерь, который закономерно уменьшается за счет снижения неопределенности в оценке параметров залежи по мере повышения изученности объекта. Кривая 2 показывает затраты на разведку. Суммируя Эти две кривые, получим кривую 3, минимум которой (точка Л) соответствует моменту, когда дальнейший рост затрат на разведку не окупается снижением риска потерь в разработке. Этот момент разведки и соответствует оптимальной (необходимой и достаточной) степени изученности залежи.

Затраты на разведку удобно выражйть Стоимостью подготовки 1 f извлекаемых запасов, приведенной по времени на год окончания разведки; они рассчитываются исходя из общей стоимости геологоразведочных работ на месторождении и величины^ запасов.

Определение риска экономических потерь основано на вычислении погрешностей себестоимости добычи 1 т нефти и стоимости подготовки 1 т запасов исходя из относительной средней квадратической погрешности в подсчете извлекаемых запасов, которая, в свой очередь, может быть определена на любую дату разведки. Рассчитывая риск по погрешности запасов, слеДует, иметь в виду равную Возможность— как уменьшение фактических запасов против подсчитанных (погрешность запасов положительная), так и противоположный.результат (увеличение запасов), кОдорый также вызывает дополнительные затраты на переобустройство системы нефтедобычи.

Исходя из этого риск экономических потерь (7?) можно определить с вероятностью Р=0,68 как арифметическую Сумму абсолютных величин двух средних кйадратическйх погрешностей:

R-mcp-A-tn^.(XIV.1)

Одна из погрешностей численно равна среднему квадратическому - отклонению стоимости подготовки 1 т запасов (Ср):

mCp = CpS-,(X1V.2)

где tnQ — абсолютная средняя квадратическая погрешность подсчитанных запасов Q2, извлекаемых за заданный срок согласно запроектированной технологической схеме.

Другая равна среднему квадратическому отклонению себестоимости добычи 1т (Сд), взятой без учета отчислений на геологоразведочные работы:

тс - Д^СД(X1V.3)

100

где6(?д — относительная погрешность себестоимости добычи (в %), связанная с относительной погрешностью запасов пропорциональной зависимостью. Применительно к системам разработки с заводнением эта зависимость имеет вид, показанный на рис. 113.

Полный удельный риск экономического ущерба, таким образом, определится с учетом (XIV.2) и (X1V.3):'- .

,Р = Ср+ 0,01Сд6сд-(XIV.4)

Если выразить удельные затраты Ср и Сд через соответствующие соотношения общих затрат и запасов в разведке CP=SP/Q и- в разработке Сд = =SK/Q, то целевую функцию, разведки или поисково-разведочного процесса в целом применительно к отдельному объекту можно выразить следующим образом:

r = ^+(^”,»+o’o,JeLSc-0'<x,v'5)

Критерий IF можно рассматривать как обобщенный показатель эффективности разведки, так как он содержит и затраты, и результат — показатель качества подготовки запасов в виде их достоверности.

Пример оптимизации степени разведанности залежи показан на рис. 114. Указанным способом можно найти оптимальные значения числа скважин для проведения разведки, расстояния между ними, а также возможные погрешности определения параметров и запасов для залежи данного типа.

Затрать! на разведку (1)1 возможные убытки при разработке^) и их сумма^)^^

Рис. 114. Пример определения оптимальной степени изученности залежи.

А — этапы оценки изученности; 5 — плотность сетки, скважин, га/скв; В — расстояния между скважинами, м; Г — число скважин; Д — относительные погрешности балансо- - .вых запасов

На основе указанных выше способов качественного и количественного формирования целей подготовки залежей нефти к разработке формулируются требования к исходной информации с учетом стадий проектирования разработки, размеров залежей и сложности их геологического строения.

Основные требования к исходной информациии изученности параметров для проектирования разработки

Проектирование разработки нефтяных месторождений представляет собой сложный комплекс задач, решаемых на основе различных моделей (геологических, технологических, экономических), каждая из которых характеризуется /некоторой неопределенностью. Максимальное устранение (снятие) этой неопределенности — задача системы информационного обеспечения проектирования разработки.

Всю исходную информацию можно подразделить:

по степени связанности с данным объектом изучения — на информацию априорную и оперативную, полученную на данном объекте;

по характеру выражения содержания — на описательную и количественную;

по возможности воспроизведения — на повторную и бесповторную-;

по количеству источников — на информацию из одного источника (вида исследований) и информацию из разных источников (разные виды ис- , следований) и т. п.

Обработка информации производится в несколько этапов.

Первый этап — первичная документация наблюдений: описания, измерения, анализы. Основные требования К этому этапу сбора информации — объективность и точность отображения фактов, единообразие ведения документации, единая система условных знаков на первичных документах и т. п. ,

Второй этап — свертывание информации; составление таблиц значений признаков' (свойств) по скважинам, пластам, объектам; изготовление графических разрезов скважин и корреляционных схем и т. п.

Третий этап — Составление геологической модели объекта . разработки; обоснование рациональной, степени расчленения объекта, составление карт различных свойств по пластам, вычисление средних значений параметров и оценка их достоверности. .

Формы представления результатов на- Всех этапах сбора и обработки информации должны быть едиными, определенными регламентами и правилами подсчета запасов и проектирования разработки.

Достоверность исходной информации и точность определения параметров должны оцениваться последовательно. Сначала следует оценить информацию с точки зрения наличия систематических погрешностей в результатах измерений, анализов, построений и т. Д. и принять меры по их устранению. Затем надо определить величины случайных погрешностей параметров, зависящих от изменчивости признака в объеме залежи; числа замеров и качества измерения в отдельных точках наблюдения. Полученные погрешности параметров и запасов (балансовые и извлекаемые) можно рассматривать как количественную меру* качества исходной информации и методов ее обработки.

Подобно целевым задачам изучения залежей, требования к исходной информации можно сформулировать в качественном и количественном видах.

Качественные требования — это полнота охвата изучения всех параметров, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки, а также комплексность оценок свойств залежей разными видами исследований" (геологическими, геофизическими, гидродинамическими). Они выражаются перечнем целевых задании по изученности залежи, приведенными выше, а в более конкретном виде — перечнями исходных показателей для проектирования разработки, содержащихся в методических руководствах и регламентах на проектирование.

Количественные требования характеризуются необходимой достоверностью определения всех параметров или объемами" исследований, обеспечивающими эту достоверность.

Требования к качеству информаций Для" разных стадий проектирования - Должны быть одинаковыми по набору параметров, но различными по необходимой достоверности определяемых параметров. Иными словами, качественные требования к исходной информации для разных стадий проектирования разработки не меняются, тогда как количественные повышаются от стадии К стадий.

Информация о нефтяных месторождениях собирается и обрабатывается непрерывно в течение всего процесса разведки и разработки. Требования же к степени их изученности обычно формулируются к моменту окончания определенных стадий или этапов как Целевые задачи этих периодов освоения‘месторождения. Так, по окончании разведки обобщается вся имеющаяся информация о геологическом строении залежей, количестве и качестве запасов углеводородов, возможности их Извлечения из недр и дается обоснование системы разработки в технологической схеме. После окончания разбуривания залежей сеткой добывающих скважин могут. существенно измениться представления о геологическом строении, Неоднородности и условиях выработки запасов эксплуатационных объектов, а это, в свою очередь, требует нового обобщения всей накопленной информации, пересчета запасов, составления проекта разработки с более надежными технико-экономическими показателями добычи нефти, уточнения плановых заданий по разным объектам и других работ.

Очевидно, что количественные требования к изученности параметров следует формулировать, прежде всего к этим характерным моментам непрерывного в целом, процесса изучения месторождения. При этом необходимо учитывать особенности поступления информации в указанные периоды. Если в первый из них получение информации — главная цель поисково-разведочных работ и обеспечивается она соответствующими затратами средств (всегда ограниченных и-Требующих экономного расходования), то во второй период, когда главная цель — добыча нефти, информация о залежи поступает в основном попутно с разработкой за счет затрат на эти работы и в меньшей степени за счет специальных. дополнительных средств на геологоразведочные работы.

Отсюда следуют ограничения на предельную жесткость требований к результатам разведки; которая не. может обходиться слишком дорого. После разбуривания месторождения по сетке добывающих скважин .достоверность параметров залежей определяется плотностью этой сетки и может быть большей или меньшей в зависимости от изменчивости свойств продуктивных пластов.

Качество любого параметра залежи, как отмечалось выше, с информационной точки зрения определяется его достоверность. Поэтому наиболее общим показателем качества изученности (или качества информации) можно считать величину возможной относительной средней квадратической погрешности отдельного параметра или их комплексов, определяющих балансовые и извлекаемые запасы.

Другими (натуральными) показателями качества информации могут быть объемы геологоразведочных работ, выполнение которых гарантирует получение параметров требуемой надежности по залежи данных типа и размеров.

Таким образом, сформулировать требования к качеству информации — это значит, во-первых, определить величины погрешностей параметров для залежи данного типа при экономически допустимых затратах на, разведку и, во-вторых, установить объемы геологоразведочных работ, обеспечивающих выполнение этих требований. .

Количественные требования к результатам разведки или к моменту составления технологической схемы разработки (на примере пластовых сводовых залежей платформенного типа) сформулированы путем обобщения опыта определения оптимальной степени изученности параметров и запасов по методике, изложенной в § 1, на моделях залежей с широким диапазоном изменения их размеров и свойств: площади от 5 до 200 млн м2; балансовых запасов нефти от 5 до 300 млн. т; средней нефтенасыщенной мощности пласта от 5 до 20 м; максимального размаха колебаний мощности от 15 до 40 м;-вы-

соты залежи от 10 до 100 м и соотношения большой и малой осей структуры от 1 до 5.

На рис. 115 показаны изменения погрешностей балансовых и извлекаемых запасов для залежей разной величины после проведения разведки в экономически допустимых объемах. Наблюдающийся разброс экспериментальных данных объясняется многообразием геологических и технико-экономических условий их разведки и разработки.

Графики на рис. 115 дают возможность определить границы колеблемости погрешностей подсчета балансовых и извлекаемых запасов. Для оценки

Рис. 115. Возможные погрешности подсчета запасов mQ на стадии составления технологических схем разработки

/ и 2 — извлекаемые -и балансовые запасы

значения этих погрешностей по той или иной залежи с учетом сложности строения необходимо придерживаться следующих положений.

Для залежей относительно простого строения (Г группа сложности, по Классификации запасов ГК$) более характерны значения погрешностей из нижней половины интервала разброса (при данной величине запасов), а для залежей II группы сложности — из верхней половины указанного интервала.

В табл. 30 приведены значения возможных погрешностей параметров, при которых погрешности запасов не будут выходить за . пределы, указанные на рис. 115.

При составлении табл. 30 для середины принятых интервалов изменения балансовых запасов были определены по рис. Л15 нижние и верхние значения погрешностей балансовых и извлекаемых запасов, которые затем были развернуты в погрешности параметров так, чтобы их геометрическая сумма равнялась погрешности соответствующих запасов (балансовых или извлекаемых).

Т а б л и ц a 30

Возможные погрешности определения параметров и запасов пластовых сводовых залежей к моменту окончания разведки

Погрешности (±) определения параметров (в %) •

Параметры

при величине балансовых запасов (в

млн. т)

До 10 .

10-25

| 1 25-50

|50-300

Площадь объекта

30—20

25—12

20—10

15-7 '

Нефтенасыщенная мощ

30—20

25—15

20—12

15-7

ность

Пористость

8,0—5,0

6,0—4,0

4,0—2,0

3,0—2,0

Нефтенасыщенность

6,0—4,0

5,0—3,0

3,0—2,0

3,0—2,0

Плотность нефти в по

2,0—1,0

2,0—1,0

1,0

0,5

верхностных условиях

Объемныйкоэффи

5,0—3,0

3,0—2,0

2,0-1,0

2,0—1,0

циент нефти

Запасы нефти балансо

55,0—30,0

35,0—20,0

30,0—15,0

20,0—10,0

вые

Г азосодержание пла

15,0—10,0

10,0—5,0

10,0—5,0

5,0—3,0

стовой нефти

Запасы растворенного

50,0—30,0

37,0—20,0

32,0—15,0

22,0—12,0

газа балансовые

Проницаемость

35,0—20,0

30,0—15,0

25,0—15,0

20,0—10,0

Показатель проницае-

30,0—15,0

. 20,0—10,0

15,0—10,0

10,0-8,0

мостной неоднородности

Коэффициент вытес

7,0—5,0

6,0—4,0

5,0—3,0

3,0-2,0

нения

Коэффициент воздей-

15,0—10,0

13,0—8,0

10,0-6,0

8,0-40

ствия

Вязкость в пластовых

условиях:

нефти

10,0—5,0

7,0-4,0

5,0—3,0

3,0—1,0

вытесняющего агента

3,0—2,0

3,0-2,0

2,0—1,0

2,0-1,0

Плотность в пласто

вых условиях:

нефти

6,0—4,0

4,0—3,0

3,0-2,0

3,0—1,0

вытесняющего агента

3,0—2,0

3,0—2,0

2,0—1,0

2,0—1,0

Начальное пластовое

5,0—3,0

5,0—3,0

4,0—2,0

4,0—2,0

давление

Давление насыщения

15,0—10,0

13,0—8,0

10,0—5,0

5,0—2,0

Запасы нефти извле

65,0—35,0

45,0—25,0

35,0—20,0

25,0—13,0

каемые

Запасы растворенного

67,0—37,0

46,0—27,0

36,0—22,0

27,0—15,0

газа извлекаемые

Таким образом, запасы нефти можно считать подготовленными к разработке, если выполняются следующие условия:

установлено отсутствие существенных систематических погрешностей в методиках определения параметров или внесены коррективы в значения параметров, устраняющие влияние этих погрешностей;

случайные погрешности за счет природной изменчивости признаков технических погрешностей измерения. свойств и определения параметров не превышают значения, приведенные на рис. 115 или в табл. £0.

Эти условия являются весьма жесткими требованиями, особенно для запасов небольших залежей, которые, как правило, подвержены большим изме- нейиям в процессе изучения, Для того чтобы быть уверенными в том, что

действительные погрешности параметров и запасов, по крайней мере, не превзойдут указанные значения, должны выполняться определенные объемы исследований, дифференцированные по размерам залежей.

Всю информацию, используемую при подсчете запасов и проектировании разработки, можно -условно разделить на две группы. Первая определяет надежность геометрических характеристик залежи (формы и объема) и представлений о неоднородности пласта. Качество ее зависит главным образом от числа точек (скважин), в которых измеряются или определяются свойства. Это отметки кровли и подошвы продуктивных пластов, их мощность, данные о характере и степени неоднородности коллектора по разрезам скважин и др. При этом качество измерений (прежде всего, отсутствие систематических погрешностей) также играет существенную роль.

Рис. 116. оптимальные расстояния межДу скважинами Л при разведке залежей разных размеров

Вторая группа характеризует внутреннее строение залежи — ее емкостные и фильтрационные свойства — и зависит не только от числа скважин, в которых производятся измерения, но и от количества и качества измерений в скважинах. Это коллекторские свойства пород, определяемые по керну; анализы свойств нефти, газа и пластовой воды; характеристики вытеснения нефти водой или другими агентами и т. п. Поэтому при определении объемов работ, требуемых для достижения рациональной разведанности залежи, необходимо решить две задачи: во-первых, установить число скважин (или средние расстояния между ними), обеспечивающих надежную, геометризацию объема залежи, во-вторых, обосновать необходимый объем исследований в скважинах.

Из рис. 116 видно, что между величиной балансовых запасов и средними расстояниями между скважинами существует определенная статистическая зависимость. С учетом разброса точек на графике проведены условные доверительные интервалы, которые характеризуют пределы изменения объемов разведочных работ для залежи данной величины. Используя эту зависимость, можно установить средние расстояния между скважинами, необходимые для рациональной разведки пластовых сводовых залежей разных размеров.

При определении объемов исследований, характеризующих фильтрационные свойства пласта, необходимо ориентироваться на наиболее изменчивые параметры, например на проницаемость и ее неоднородность.

Между числом- скважин, степенью информации о признаке в разрезе скважин и погрешностями коэффициента вариации проницаемости существуют

зависимости, экспериментально установленные 3. К. Рябининой и В. В. Воиновым на модели пластовой сводовой залежи нефти с терригенным коллектором, средняя проницаемость которого около 4 • 10—13 м2, а коэффициент

вариации проницаемости 0,94.

Под информативностью понималась степень освещенности разреза коллектора в скважине значениями проницаемости при условии, что образцы нород для лабораторного анализа коллекторских свойств и нефтенасыщен- ности отбирались через каждые 0,5 м мощности продуктивной части выдержанного пласта и через 0,25—0,30 м

Рис. 117, Зависимости погрешностей коэффициента вариации проницаемостиftnp от числа скважин и объема «информации из них (по 3. К. Рябининой и В. В, Воинову).Рис. 117, Зависимости погрешностей коэффициента вариации проницаемостиftnp от числа скважин и объема «информации из них (по 3. К. Рябининой и В. В, Воинову).Шифр кривых — освещенность коллектораопределениями проницаемости в %Шифр кривых — освещенность коллектораопределениями проницаемости в %мощности невыдержанного пласта.

Рис. 117, Зависимости погрешностей коэффициента вариации проницаемости

ftnp от числа скважин и объема «информации из них (по 3. К. Рябининой и В. В, Воинову).

Рис. 117, Зависимости погрешностей коэффициента вариации проницаемости

ftnp от числа скважин и объема «информации из них (по 3. К. Рябининой и В. В, Воинову).

Шифр кривых — освещенность коллектораопределениями проницаемости в %

Шифр кривых — освещенность коллектораопределениями проницаемости в %

На рис. 117 показаны зависимости погрешностей определения коэффициента вариации проницаемости от числа скважин при Р=0,68 и разной степени освещенности разрезов скважин керном. С помощью указанных графиков было (табл. 31) рассчитано необходимое число скважин при той или иной информативности. Значения необходимой точности определения коэффициента вариации взяты из табл. 30.

Данные табл. 31 показывают, что с уменьшением освещенности разрезов керном резко возрастает необходимое число скважин для достижения заданной точности параметров.

Требуемая точность коэффици-

дуктивных прослоев, изучения степенидуктивных прослоев, изучения степениента вариации проницаемости, как видно из табл. 31, может быть полу- . чена при разных соотношениях числа скважин и их информативности по исследованиям керна. Однако исходя из задач определения кондиций по мощности пласта и коллекторским свойствам, необходимости решения вопросов детальной корреляции про-

дуктивных прослоев, изучения степени

дуктивных прослоев, изучения степени

расчлененности и т. д. следует ориентироваться прежде всего на число скважин со сплошным отбором керна, причем данные табл. 31. следует рассматривать как минимально возможное их число.

Таким образом, по зависимости рис. 116 можно определить для залежей

разных размеров средние расстояния между скважинами и, следовательно,

Таблица 31

Число скважин для определения коэффициента вариациипроницаемости при разной освещенности разреза керномпо требованиям технологической схемы разработки

Запасы нефти балансовые, млн. т

Требуемая точность, %

Необходимое число скважин при разной освещенности разреза керном в %

100

50

25

10

До 10

5 [30-15

2—3

3

5

12

10—15

i 20—10

3

5

8

15

25—30

15—10

4

7

11

21

50—300

8,0—10,0

5

11

16

30

чИсЛо скбажий, пересёкак>1цих залейсь, а по табл. 31—установить ЧИСЛО скважин, которые должны быть пробурены со сплошным отбором керна. Эти данные представлены в табл. 32.

Таблица 32

Оптимальные объемы геологоразведочных работ для подготовки к разработке пластовых сводовых залежей платформенного типа

Параметры

Запасы балансовые, млн. т

До Ю

10-26

25-60

| 50—300

Средние расстояния между скважинами, км

0,8—2,0

1,0—2,5

1,2—3,0

1,5—3,5

Число скважин всех категорий В том числе:

3—8

6—15

8—20

15—30

со сплошным отбором керна

3-5

4—7

5—10

8—15

Поскольку на практике не всегда соблюдается требование сплошного выноса керна, то помимо скважин, со 100 %-ным отбором, необходимо предусмотреть в остальных поисково-разведочных скважинах поинтерральный отбор керна в количестве 25 % от мощности коллектора.

При разведке средних и крупных месторождений со сложным строением коллекторов и в относительно не изученных условиях в отдельных скважинах необходимо вскрывать продуктивные пласты с применением безводных про-, мывочных жидкостей. При низком проценте выноса керна необходимо предусматривать отбор образцов боковыми грунтоносами.

- Параметры пластовой нефти (вязкость, объемный коэффициент, плотность, газосодержание) должны определяться по данным не менее двух глубинных проб, отобранных в. каждой скважине, вскрывшей залежь; параметры разгазированной нефти: плотность, кинематическая вязкость и др.— по пробам; число которых должно быть не меньше, чем при определении свойств нефти в пластовых условиях; состав попутного газа и его свойства (плотность, вязкость) —по данным анализов не менее 50 % проб пластовой нефти.

Для исследовайия физико-химических свойств пластовой воды (вязкости, плотности, содержания ионов) и растворенных в ней газов должны быть отобраны глубинные пробы из всех разведочных скважин, вскрывших водоносную часть пласта,— не менее двух проб из каждой скважины.

Коэффициент вытеснения определяют на составных моделях, состоящих из 7—10 образцов. Число моделей должно быть не менее 3 для относительно однородных по проницаемости пластов и не менее 5—10 для неоднородных пластов.

Пластовое давление и температуру замеряют во всех разведочных скважинах. Число замеров капиллярного давления должно быть порядка 10.

При составлении проекта разработки используют все данные разведки, опытно-промышленной и промышленной эксплуатации. Однако поступающая информация о строении месторождения неравноценна. При бурении добывающих скважин уточняются морфологические особенности залежи и представления о неоднородности пласта. -

Внутреннее строение пластового резервуара выясняется путем геолого-промысловых и промыслово-геофизических исследований скважин. Последние, к сожалению, характеризуют пласт по косвенным данным. Для более достоверного определения фильтрационных свойств пласта, а также для отработки промыслово-геофизических методов необходимы дополнительные исследования керна и пластовых флюидов. Критерием для нахождения объемов дополнительных исследований скважин можно считать возможную погрешность проектной величины накопленной добычи нефти или извлекаемых запасов.

На рис. 118 показаны усрёднейнЫе зависимости погрешностей извлекаемых запасов нефти при разной плотности сетки скважин. Эти кривые получены на основе опыта анализа изученности нескольких десятков, пластовых сводовых залежей месторождений платформенного типа. Как видно из рис. 118, относительные погрешности извлекаемых запасов, а следовательно, .и проектной добычи при плотных сетках скважин все же сохраняют значительную величину, обратно пропорциональную размерам залежей. Величина погрешности запасов в данном случае определяется не недостатком инфор-

мации по скважинам, которая по условиям эксперимента моделировалась в нужном объеме, а уровнем изменчивости свойств залежей и по этой при- существенно снижена при данной плотности сетки

чине уже не может быть скважин. Значения этихчине уже не может быть скважин. Значения этихпогрешностейпогрешностейРис. 118. Усредненные зависимости погрешностей извлекаемых запасов нефти mg от средних расстояний между скважинами / для залежей разных размеров. Шифр кривых — величина балансовых запасов нефти в млн. тРис. 118. Усредненные зависимости погрешностей извлекаемых запасов нефти mg от средних расстояний между скважинами / для залежей разных размеров. Шифр кривых — величина балансовых запасов нефти в млн. ти соответствующих им возможных погрешностей параметров приведены в табл. 33.

чине уже не может быть скважин. Значения этих

чине уже не может быть скважин. Значения этих

погрешностей

погрешностей

Рис. 118. Усредненные зависимости погрешностей извлекаемых запасов нефти mg от средних расстояний между скважинами / для залежей разных размеров. Шифр кривых — величина балансовых запасов нефти в млн. т

Рис. 118. Усредненные зависимости погрешностей извлекаемых запасов нефти mg от средних расстояний между скважинами / для залежей разных размеров. Шифр кривых — величина балансовых запасов нефти в млн. т

При этом для того, чтобы погрешности параметров залежей не превышали значений, указанных в табл. 33, кроме информации, по-1 ступающей при разбуривании залежей сеткой добывающих скважин, необходимы дополнительные объемы информации, которые можно определить по зависимостям на рис. 117., Результаты расчетов необходимого числа скважин с отбором керна при разной их информативности показаны в табл. 34.

Из табл. 34 следует, что число скважин со сплошным отбором керна для выполнения требований к надежности исходных данных проекта разработки небольших и средних залежей в основном отвечает требованиям к разведке (см. табл. 32). Не-

сколько больше нужно таких скважин для проектирования разработку крупных залежей.

Общего же числа скважин с отбором керна (при информативности не менее 25 %) по проекту разработки требуется намного больше, чем может . быть получено при разведке, и это надо иметь1 в виду при подготовке информации для составления проектов разработки. Общее число скважин с отбором керна, и в трм- числе со сплошным отбором, для составления проектов разработки залежей разных размеров приведено В табл. 35.

Для всесторонней характеристики свойств пластовых флюидов и их изменчивости по площади и разрезу необходимо отобрать глубинные пробы в 3—5 % скважин основного фонда при относительно невысокой изменчивости свойств и в 5—10 % — при высокой -изменчивости.

При планируемом применении новых методов увеличения нефтеотдачи пластов помимо основной информации, регламентируемой изложенными требованиями, необходимо получить дополнительные лабораторные и экспериментальные данные.

С этой целью должны быть проведены следующие лабораторные исследования, общие для всех новых методов:

фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрациях:

величин поверхностного натяжения и смачиваемости, их зависимости от концентрации реагентов;

коэффициентов подвижности растворов реагентов в зависимости от их концентрации;

величин адсорбции и десорбции химических реагентов разной концентрации.-

• Погрешности определения параметров залежей нефти при составлениипроекта разработки

Параметры объекта -

Погрешность (±) параметров (в %) при величине балансовых запасов нефти (в млн. т).

До 10

।10—25

|25—50

| 50-300

Запасы извлекаемые

35—25

25—15

15—10

■ 10-5

Площадь объекта

10—8

8—5

.—

—

Нефтенасыщенная мощность

10—9

9—8

6—4

‘4—2

Пористость-

6—4 >

4—3

4—2

2,0—1,0

... Нефтенасыщенность

2,5—2,0

2—1,5

2-1,5

1,5—1,0

Плотность нефти в поверхностных

2

2

2

1

условиях

Объемный коэффициент нефти

‘ 2

2

2*

1

Проницаемость

25—20

20—15

■ 45-10

10—5

Показатель проницаемостной неоднородности

20—15

15—12 1

12—10

10—5

Коэффициент вытеснения■

ЗД—2,5

3—2

3-2

2—1

Коэффициент охвата пласта вытес-. нением-

7

7—5

5—2

2—1

Вязкость в пластовых условиях:

3,5—2,0

нефти '.

5, 0—3,5

3,5—2,0

2,5—1,0

- вытесняющего агента

3—2

3—2

2—1

2—1

Плотность в пластовых . условиях:

нефти-

4'

4—3

. 3—2

2—1

вытесняющего агента _ ..

3—2

2—1 ■

2—1

1

Объемный коэффициент воды

3—2

2—1

2—1

1

. Давление насыщения.

7,0—5

4—3

3—2

Текущее пластовое давление

4

4—3

- 3—2 ‘

2

.Таблица 34

. Число скважин для определения коэффициента вариации проницаемости ■ при разной освещенности разреза керном по требованиям проекта разработки

. Запасы нефти ", балансовые, млн. т

■ Требуемая точность, %

Необходимое число скважин при разной ■ освещенности разреза керном в %

100■

50

25

До 10.

20—15

■ 3—5

5—8 .

6—12

10—25

15—12

4—7 .

•6—12

10—22

• 25—50

12—10■

6— Н

8—15

15—30

50—300

10—5

10—20

15—45

30—70

При применении методов заводнения растворами полимеров необходимо исследовать фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления в зависимости от скорости фильтрации и проницаемости. Для щелочного заводнения надо знать характер и вязкость эмульсий, образующихся при взаимодействии нефти и щелочного раствора. При мицеллярно-полимерном заводнении необходимо установить характер взаимодействия мицеллярного раствора с нефтью, водой и раствором полимера. - '

Оптимальное число скважин с отбором керна, необходимое для составления проекта разработки

Запасы нефти балансовые, млн. т

Число скважин

с отбором ^еРна не менее

в Том числе — со Сплошном отбором керна

До 10

6—12

3—5

10—25

10—22

4—7

25—50

15—30

6—11

50—300

30—70

10—20

Метод вытеснения нефти углекислый газом требует знания массообмена между СО2 и пластовыми жидкостями.

Для метода *вытеснения нефти теплоносителями необходимо исследовать: а) вязкость нефти в зависимости от температуры (до 250—270 °C);

результаты разгонки нефти;

коэффициент вытеснения нефти в Зависимости от температуры (горячей воды или пара);

коэффициент теплового расширения нефти.

Для проектирования процесса внутрипластового горения необходима, следующая информация:

концентрация сгорающего топлива;

удельный расход воздуха;

коэффициент использования кислорода;

теплота сгорания'топлива;

кинетические параметры горения и окисления топлива и нефти;

изменения фазовых проницаемостей в зависимости от температуры.

Технологическая схема, а тем более проект разработки с применением новых методов, увеличения нефтеотдачи пластов должны составляться только после проведения опытно-прбмышленных работ сроком до’ 4—5 лет. Масштабы опытных работ должны обеспечить возможность достоверной оценки технологических и технико-экономических показателей того или иного процесса. На крупных объектах (с балансовыми запасами от 50 до 300 млн. т) опытно-промышленнцми работами должно быть охвачено не менее 5 %, на средних (25—50 млн. , т)—не менее 10 % и на небольших (5—25 млн. т) — не менее 15 % запасов, заключенных в чисто нефтяной Зоне.

Подобные длительность и масштабы опытно-промышленных работ позволят провести Сопоставление расчетных и фактических данных и при необходимости скорректировать потребности в дополнительной информации для составления технологической схемы или проекта разработки.

Системы разведки залежей и месторождений нефтии газа и системы размещения разведочных скважин

Под системой разведки понимается пространственная совокупность источ-. ников информации (скважин, геофизических профилей и т. п.) и порядок их заложения, обеспечивающие охват месторождения изучением по площади и разрезу. Системы, разведки выбирают с учетом типов месторождений, залежей, темпов разведки и освоения запасов и многих других, геологических и технико-экономических факторов.

В современных условиях задачи разведки могут решаться не только разведочными скважинами, но и скважинами, используемыми для разработки залежей, поэтому при описании систем разведки учитываются скважины любых категорий.

Система разведки применительно к отдельной залежи есть' порядок охвата площади скважинами. По этому принципу можно выделить две си- *стемы: сгущающуюся и ползущую.

Сгущающаяся система охватывает в начале разведки всю предполагаемую площадь залежи редкими скважинами и в последующем уплотняется. Она чаще всего применяется для разведки залежей, связанных со сводами (пластовых, массивных).. Расстояния между скважинами определяются в зависимости от предполагаемых размеров залежей (см. § 2 данной главы), которые, в свою очередь, зависят от структурно-геологических ‘условий, в частности от высоты и крутизны крыльев. Сгущающаяся система обеспечивает ускоренный процесс разведки залежи в целом, но в то же время характеризуется большим риском получения непродуктивных скважин, особенно на начальной стадии изучения месторождения.

Ползущая система разведки характеризуется постепенным охватом площади залежи скважинами, с расстояниями не требующими последующего уплотнения. Она традиционно применяется для разведки таких типов залежей, форма и размеры которых мало связаны со структурными условиями. Это залежи в выклинивающихся пластах, стратиграфически экранированные и литологически ограниченные. В последнее время она применяется и при разведке структурный залежей добывающими 'скважинами, бурящимися по принципу от известного к неизвестному.

Применение ползущей системы позволяет свести к минимуму число законтурных и непродуктивных скважин, но существенно удлиняет сроки разведки, так как при этом каждую последующую скважину закладывают в зависимости от результатов бурения предыдущей. При такой системе представление о всей залежи в целом может быть получено только после завершения разведки.

Следует различать ползущие-' системы разведки, -складывающиеся под влиянием сложных геологических условий залегания скоплений нефти и газа и применяющиеся иногда при разведке относительно простых типов залежей, но в сложных1 физико-географических условиях, например на море в районе щельфа. Разные причины применения ползущей системы обусловливают иногда и различный в&бор системы размещения скважин.

Сгущающаяся система разведки более-предпочтительна, так как она позволяет последовательно, поэтапно оценивать достоверность определения параметров для всей 'залежи, что дает возможность находить момент окон- х чанйя разведки, соответствующий оптимальным требованиям, а также корректировать процесс ее проведения. Применение ползущей системы разведки снижает возможность текущего контроля и корректирования разведки.

Любая система разведки реализуется с помощью определенных систем размещения скважин. Это понятие определяется геометрическими характеристиками сети скважин, важнейшими из которых являются ориентировка разведочных линий (вертикальных сечений месторождения), а также форма и размеры элементарных площадок (блоков) между ними.

Характеризуя системы размещения скважин, необходимо прежде всего остановиться на геометрии й регулярности их расстановки на площади залежи. Основные разновидности систем размещения скважины при разведке — профильная и сеточная. Выбор той или иной системы в каждом конкретном случае и ее оптимизация определяются характером строения залежей, изменчивостью их свойств и складывающимся ходом разведочного процесса.

Оптимизация разведочной сети осуществляется на основе имеющихся данных или складывающихся к моменту разведки представлений о наблюдаемой изменчивости свойств, параметров и запасов объектов разведки. В качестве ведущих параметров для этой цели в общем случае принимают наиболее существенные и в то же время изменчивые характеристики залежей. Так, если на поисковом этапе размеры залежи не установлены хотя бы приближенно, то наиболее существенное значение для оптимального размещения разведочных скважин имеет возможная изменчивость площади и на снижение неопределенности в оценке этого параметра должны быть направлены первоочередные усилия. Отсюда возникает предпочтение сгущающейся

системы разведки перед ползущей и важность оконтуривания залежей, о чем говорилось выпГе.

В том случае, когда размеры залежи приблизительно установлены, в качестве критерия ' для оптимизации разведочной сети можно использовать уделцные запасы, а при затруднении в их оценке (например, из-за недостатка данных о емкости коллекторов и нефтенасыщенности по разрезам скважин) — эффективную и нефтенасыщенную мощности, которые являются важнейшими характеристиками для оценки не только запасов, но и степени неоднородности продуктивного пласта, необходимой для проектирования разработки.

Рис. 119. Пример профильной системы размещения скважин:

1 — скважины; 2 — изогипсы кровли пласта; 3 —контур залежи

Система размещения с к в аж ин по профилям применяется при поисках й разведке залежей и местброждений вытянутой (связанных с антиклиналями и в некоторых случаях с зонами стратиграфического несогласия, литологического выклинивания, ■ тектонического экранирования и др.) или изометричной формы, но с сильно различающейся изменчивостью свойств коллекторов в разных, направлениях. В таких случаях разведка производится профилями, ориентированными вкрест простирания длинной оси месторождения или по направлениям наибольшей изменчивости свойств. Профильная система разведки таких месторождений позволяет применять существенно большие расстояния между профилями (т. е. по простиранию длинной оси или" по направлению наименьшей изменчивости), чем между скважи- » нами. в профилях (вкрест простирания или по направлению наибольшей ■ изменчивости, рис. 119).'

При сгущающейся системе разведки сначала с учетом положения поисковых скважин закладывают редкие профили с максимально допустимыми расстояниями между скважинами в профилях. В случае необходимости сгущение сети осуществляют как бурением скважин на имеющихся профилях, так и заложением новых профилей. ■

При ползущей системе профили с плотностью, требующейся- по условиям разведки данной залежи, закладывают последовательно по мере изучения месторождения по принципу от известного к неизвестному.

■ Размещать скважины по сеткам целесообразно при разведке залежей изометричной формы со случайным или еще не выявленным характером изменчивости свойств. В этих условиях сеточные системы, будучи эффективными для оконтуривания залежей и уточнения структурного плана, дают наилучшие возможности для выявления закономерностей изменчивости, свойств продуктивных пластов. .

Сеточные системы размещения скважин иногда складываются из исходной профильной, когда в ходе разведки выясняется одинаковый характер изменчивости признаков в разных направлениях.. На рис. 120 видно, как первоначальная сгущающаяся профильная система разведки изометричной залежи приводит к образованию в одних случаях треугольной - (рис. 120, а),

□Zk ЕБЗг ES?

Рис. ИО. Примеры. размещения скважин по сеткам.

Условные обозначения см. на рис. 116

в других — прямоугольной (рис. 120,6) сеток скважин. Частным случаем прямоугольной сетки является квадратная. .

Размещение скважин по сетке, .в частности по треугольной, наиболее целесообразно при ползущей системе разведки залежей неструктурного типа с существенно меняющейся конфигурацией.

На практике для разведки залежей' на пологих структурах округлой формы иногда применяется к о л ь ц е в а я система с последовательным . размещением новых колец скважин по падению пластов. Принцип размещения скважин по этой системе может быть/использован для изучения полосы нефтяной залежи/в которой проектируется заложение кольцевых рядов скважин, а в сочетании с элементами треугольной системы—-при изучении узких нефтяных оторочек. ■ .

Системы размещения скважин при разведке могут быть такими же, как при поисковом бурении (унаследованными), но могут и отличаться от них в зависимости от геологических условий, и ' качества подготовки площадей под поисковое бурение. Совпадение систем наблюдается, например, при изучении пластовых залежей, приуроченных к сйЛЬНовытянутым структурам. В этих случаях и поисковые и разведочные скважины располагаются по профилям, взаимно дополняющим разведанность залеЖй с учётом ее морфологии.

В случае поисков залежей в сложных геологических условиях скважины часто размещают исходя из априорных представлений, определяющихся генетическим типом залежей. Такая картина наблюдается при изучении литологически ограниченных, рукавообразных залежей или залежей) приуроченных к рифовым массивам. Поисковые скважины для их обнаружения чаще всего располагают профилями вкрест зон простирания коллекторов, тогда как

разёёдочнЫё— 6 бсНОвноМ по сёткаМ: 'треугольным (разведка «клином»), кйа- дратным или другой формы.

На рис. 121 показано размещение скважин при разведке рукавообразной залежи.

Любые системы размещения скважин характеризуются различной регут лярностью, т. е. равномерностью расстояний между скважинами на разных . участках залежей. Практически равномерные системы, применяют при разведке залежей, для которых йе

Рис. 121. Размещение скважин при разведке рукавообразной залежиРис. 121. Размещение скважин при разведке рукавообразной залежиПоследовательность бурения соответствует порядку номеров скважйн (числитель), в знаменателе — мощность песков, вскрытая скважинамиПоследовательность бурения соответствует порядку номеров скважйн (числитель), в знаменателе — мощность песков, вскрытая скважинамиотмечается закономерностей изменения мощностии других ■

Рис. 121. Размещение скважин при разведке рукавообразной залежи

Рис. 121. Размещение скважин при разведке рукавообразной залежи

Последовательность бурения соответствует порядку номеров скважйн (числитель), в знаменателе — мощность песков, вскрытая скважинами

Последовательность бурения соответствует порядку номеров скважйн (числитель), в знаменателе — мощность песков, вскрытая скважинами

свойств коллектора. Это могут . быть пластовые залежи различного ограничения, а также залежи в рифах с резкими перехо- ' дами по периферии к фациям, не содержащим коллекторов. В этих . условиях системы размещения скважин (профильные или сеточные в зависимости от формы залежи) характеризуются одинаковыми расстояниями между скважинами.

В тех случаях, когда в залежи наблюдаются явные закономерности в изменении мощности, применяют, .неравномерные

системы размещения скважин.

Так,'при разведке пластовых залежей с обширными водонефтяными зонами на участках этих зон скважины размещают по более редкой сетке,. чем на, участках полного нефте- насыщения. При этом исходят из того, что в краевых частях залежи содержится незначительная доля запасов по сравнению с центральными. Эти рассуждения справедливы при надежном картировании структуры по сейсмическим данным иЛи структурному бурению. В противном.случае, когда структурный план может существенно измениться, бурение редкой сети (или профилей) скважин в перифе- ,

EI -I I ।EI -I I ।ЩЩРис. 122. Размещение скважин при разведке массивных залежейРис. 122. Размещение скважин при разведке массивных залежейрийных частях залежи не обеспечит надежного проведения как внешнего, так и внутреннего контура, что приведет,к большим погрешностям определения площади и объема залежи.

EI -I I ।

EI -I I ।

Щ

Щ

Рис. 122. Размещение скважин при разведке массивных залежей

Рис. 122. Размещение скважин при разведке массивных залежей

кого размещения скважин может быть рекомендуемая ВНЙГНИ ме-кого размещения скважин может быть рекомендуемая ВНЙГНИ ме-Другим примером неравномер-

кого размещения скважин может быть рекомендуемая ВНЙГНИ ме-

кого размещения скважин может быть рекомендуемая ВНЙГНИ ме-

иыть рекомендуемая оипиш мс- ■ ,

тоднка разведки массивных залежей . /-И-блоки залежи с равным, объемами

нефти и газа. Сущность ее отра

жена на рис. 122 и состоит в таком размещении скважин, когда каждая из них освещает примерно одинаковый объем залежи. При этом скважины могут располагаться как по профилям, так и по сетке. Данная методика . обеспечивает заложение основного числа скважин в присводовой части залежи, где может быть сконцентрировано 70—80 % запасов, однако ей свойственны те же ограничения, что и в предыдущем случае: необходима

уверенность в надежном картировании структуры.

Существенно повышается неравномерность сети при организации первоочередных участков опытно-промышленной эксплуатации. В этих случаях возникает задача организации тщательной обработки данных бурения добывающих и нагнетательных скважин на таких участках и экстраполяции выявленных закономерностей строения залежи на слабо разведанные участки с целью экономии объема разведочного бурения..

Таким образом, система размещения. скважин будет рациональной, если для залежи данного типа обеспечит наиболее быстрое получение всей необходимой информации для подсчета запасов и проектирования разработки с требуемой надежностью при минимальных затратах. Одним из. наиболее важных средств повышения эффективности подготовки залежей к разработке является комплексирование поисково-разведочного бурения с разведочной геофизикой. Своевременно проведенные детальные сейсмические исследования, например методом О ГТ, позволяют уточнить структурный план, увязать данные разведочной геофизики с результатами бурения поисковых или первых разведочных скважин и выбрать наиболее оптимальные точки заложения для последующих разведочных и опережающих добывающих скважин. Перспективно также комплексирование бурения и разведочной геофизики с гидроразведкой отдельных участков залежей, доставляющей ценную информацию о фильтрационных свойствах пластов, положениях водонефтяных контактов и т. п.

Много пластовые месторождения по сравнению с однопластовыми характеризуются, как правило, более высокой концентрацией запасов на тех же площадях. Месторождения, на которых все залежи имели бы одинаковое промышленное значение, встречаются скорее как исключение. Для большинства же многопластовых месторождений характерно сочетание более крупных и продуктивных залежей с залежами менее крупными и менее продуктивными. Очевидно, что такие особенности многопластовых месторождений необходимо учитывать при выборе системы разведки и, в частности, этажей разведки, т. е. группы залежей, разведываемых одной сеткой скважин.

Системы размещения скважин при разведке многопластовых месторождений складываются в зависимости от типов основных залежей и их сочетания в разрезе и плане. Иногда на разные этажи разведки проектируются различные системы размещения скважин. В этих случаях общая схема размещения скважин на поверхности месторождения будет довольно сложной.

. Для методики разведки многопластовых месторождений важно учитывать особенности сочетания в разрезе отдельных залежей с разделяющими их толщами. С этой точки зрения целесообразно подразделить месторождения на три группы. - - ■

Для месторождений первой группы характерно сближенное по разрезу расположение небольшого числа залежей, приуроченных чаще всего к одному литолого-стратиграфическому комплексу отложений.

На месторождениях второй группы отдельные залежи- или небольшие группы близких по глубине залегания пластов отделены от других групп залежей значительными по мощности промежуточными толщами. Эти группы пластов чаще всего приурочены к разным по возрасту и составу продуктивным отложениям. •

- Месторождения третьей группы характеризуются большим (несколько сот метров) диапазоном нефтегазоносности, в,них сосредоточено до нескольких десятков отдельных залежей в продуктивных пластах, чередующихся с глинистыми разделами сравнительно небольшой мощности.

В зависимости от принадлежности к той или другой группе месторождений методики их разведки различны. Разведка месторождений первой группы, когда залежи сближены в разрезе, производится одной сеткой скважин и не отличается от разведки однопластового месторождения. Осложняющее условие-необходимость раздельного опробования всех залежей.

При разведке многопластовых месторождений второй группы, когда продуктивные части разреза разделены относительно мощными промежуточными толщами пород, число этажей легко определяется по числу продуктивных пачек. '

Выделенные этажи могут разведываться как одновременно, так и последовательно с разной очередностью. Очередность заложения сеток на этажи разведки определяется технико-экономическими соображениями в зависимости от продуктивности той или другой пачки. , ,

Если залежи в разных этажах по данным поискового бурения характеризуются/близкими запасами и дебитами, то разведку месторождения целесо-

образно проводить снизу вверх. При таком положении разведка будет осуществляться с наименьшими объемами разведочного бурения, так как скважины, предназначенные для разведки нижнего этажа, дадут информацию о Геологическом строении, коллекторских свойствах и других характеристиках залежей верхних этажей. Кроме того, облегчается возможность перевода для испытания верхних этажей скважин, попавших в неблагоприятные условия на залежах нижнего этажа.

При неравнозначной промышленной ценности залежей разных этажей разведку следует начинать с .этажа, содержащего наиболее ценные в промышленном отношении залежи.

На месторождениях третьей группы, характеризующихся мощными продуктивными разрезами (десятки залежей), при проектировании разведки необходимо определять как число разведочных этажей, так и порядок их разбуривания. Выделение этажей разведки в этом случае — сложная задача, решение которой необходимо связывать с последующим выделением эксплуатационных объектов.

В некоторых случаях необходимо анализировать несколько вариантов разбуривания этажей, о чем говорилось выше.

Этажи разведки выбираются с учетом не только диапазона нефтегазоносности и мощности разделяющих толщ, но и многих факторов, определяемых особенностями геологического строения, типами -залежей, типами коллекторов и т. п. В регионах, где все эти факторы могут быть учтены, в известный период складываются устойчивые системы поэтажной разведки. Так, в Тимано-Печорской провинции были четко выделены два, а на некоторых месторождениях три этажа разведки: нижний включал породы силура, нижнего, среднего и части верхнего девона (поддоманиковый комплекс); средний — верхнефранские, фаменскйе и нижнекаменноугольные отложения и верх-, нйй—г среднекаменноугольные и нижнепермские отложения.^

На значительных структурах йрй разведке сначала применялась редкая сетка скважин для общей оценки размеров месторождения и выделения наиболее продуктивных горизонтов. Залежи нижнего этажа разведывались специальной сеткой скважин, а верхнего — иногда разбуривались сеткой наклонных скважин с оснований скважин нижнего этажа. Таким образом, из затрат на разведку верхнего, этажа удавалось исключить затраты на монтаж и демонтаж, оборудования. В том случае, когда из-за несовпадения залежей в плане разведка верхнего этажа наклонными скважинами была невозможна, на этот этаж бурили специальную сетку скважин.

Таким образом, в данной провинции при выборе этажей разведки учитывались как геологические, так и технико-экономические факторы.

При выборе вариантов очередности разведки этажей надо учитывать задачи по прдготовке запасов в рассматриваемом районе. Конкретно это означает, что если перед разведочными организациями ставится цель скорейшего ввода высокопродуктивных объектов месторождения в разработку, то должен быть выбран наиболее быстрый вариант подготовки запасов, хотя он может быть и не самым экономичным по денежным затратам. Иное дело, когда месторождение не предполагается немедленно ввести в разработку. В этом случае следует остановиться на самом экономичном варианте разбуривания этажей разведки.

Выбор системы разведки многопластового нефтегазового месторождения, в котором нефтяные и газовые пласты залегают отдельными пачками, в существенной мере определяется потребностями народного хозяйства в нефти или газе в данный момент.

В этажах разведки выделяются так называемые базисные горизонты. Базисными горизонтами в каждом этаже разведки являются наиболее богатые горизонты, которые рассматриваются как возможные основные горизонты разработки — объекты разработки. Базисный горизонт может находиться в любой части этажа разведки. Однако положение его в верхней части этажа разведки дает возможность испытывать значительное число нижележащих горизонтов и оставлять скважины в хорошем техническом состоянии ^наиболее богатом верхнем горизонте.

Общие положения рациональной методикиподготовки месторождений нефти и газа к разработке

. Методика подготовки месторождений нефти и газа к разработке характеризуется комплексом методов и видов работ, объединенных определенной последовательностью и направленных на получение качественной информации, в объеме необходимом и достаточном для подсчета запасов, составления технологических схем и проектов. Она включает порядок проектирования всех видрв работ, обоснование рациональной методики их проведения, объемов разведочных и других видов исследовательских работ, темпов их проведения, а также геолого-экономическую оценку результатов каждого этапа изучения месторождения на основе обработки и анализа полученной информации, Вся совокупность указанных работ при хорошей организации должна складываться в систему информационного обеспечения процессов изучения и эксплуатации месторождения. .

Центральное место в системе подготовки месторождения к разработке занимает разведка, поскольку именно по ее результатам определяются основные положения будущей системы разработки.

Методика разведки может различаться вч зависимости от типов залежей и месторождений и технико:экономических условий ее проведения и тем не менее основные положения, определяющие рациональность разведки, должны соблюдаться во всех случаях.

Эти положения сводятся к тому, что процесс разведки для того, чтобы быть рациональным, должен быть проектируемым, управляемым и эффективным. ■ ..

Проектирование, разведки на практике осуществляется либо в составе комплексного проекта геологоразведочных работ, либо в отдельном проекте. Совместное проектирование поискового и разведочного бурения в . одном документе допустимо для структур (групп структур) с небольшими ожидаемыми залежами и в условиях, когда поисковые скважины могут дать такую геолого-экономическую оценку месторождения, после которой бурение разведочных скважин может оказаться нецелесообразным и дальнейшее изучение залежей будет производиться в процессе бурения добывающих скважин. Во всех остальных случаях для проведения разведки месторождения требуется составление самостоятельного проектного документа.

Проект должен отражать всё условия проведения разведочных работ: систему разведки месторождения в целом, необходимое число скважин и системы их размещения на разных этажах разведки или на разных залежах, конструкцию скважин и последовательность бурения, рациональный комплекс Геолого-геофизических исследований, отбор и процент выноса керна (в том числе с применением малофильтрующихся растворов), объем опробований пластов в процессе бурения ив колонне, комплекс гидродинамических исследований, необходимое число буровых установок, обустройство для бурения, сроки и примерную стоимость работ, а также мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Проекты разведки служат обоснованием для выделения значительных средств , и поэтому должны обладать определенной надежностью основных показателей. Иногда на практике возникает противоречие между потребностью скорейшего составления проекта с целью развертывания разведочных работ и ограниченностью исходных данных, снижающей его надежность. Выход из этого .противоречия заключается в тщательном соблюдении требований к поисковому этапу, качественное проведение которого служит гарантией надежности проектов разведки.

Проектирование разведки производится на основе представлений о типе месторождения. Обычно поисковые работы обеспечивают создание модели месторождения, которая предопределяет один, - наиболее вероятный вариант разведки, .дднако в сложных геологических условиях (расплывчатая форма структуры, ундуляция оси складки, тектонические нарушения, литологические ограничения залежей и т. п.) возможно проектирование разведки при налй-

чии нескольких моделей строения'месторождения. В таких случаях проектируется очередность работ, которая обеспечила бы скорейшую проверку возможных вариантов (моделей) строения, выбор наиболее вероятного из них с последующим его осуществлением.

Следует иметь в виду, что любые модели месторождения и продуктивных пластов, построенные на стадии проектирования разведки, будут иметь сглаженный упрощенный вид. В процессе последующего изучения в больг шинстве случаев первоначальные прёдставления о залежи усложняются. Поэтому, при проектировании разведки надо всегда исходить из того, что залежь будет иметь более сложное строение, чем модель, созданная по ограниченным исходным данным. Значительную пользу в таких случаях можно извлечь из анализа степени сложности строения других уже изученных залежей в аналогичных горизонтах.

Важнейшими элементами проектирования являются выбор системы разведки и обоснование оптимального, числа скважин, необходимых для наиболее быстрой и эффективной подготовки месторождения к разработке.

В зависимости от предполагаемых размеров месторождений, сложности их строения, а главное, от наличия и качества необходимой информации к моменту проектирования разведки эти задачи могут решаться применением методов разной степени строгости: от использования простой аналогии в геологическом строении и методиках разведки до расчетного определения оптимального числа скважин, расстояний между ними, темпов бурения и т. п.

Однако в любом случае последовательность проектирования единая:

обосновывается число этажей разведки;

в каждом этаже выбирается основная (базисная) залежь (горизонт разведки);

определяются необходимое число скважин и система их размещения для разведки базисной залежи;

находится общее число скважин для разведки этажа в целом;

решается вопрос о последовательности разбуривания этажей разведки.

При обосновании числа этажей разведки можно руководствоваться соображениями, приведёнными в § 3 этой главы, учитывающими опыт разведки многопластовых месторождений в различных районах страны.

Базисная залежь в этажё разведки выбирается на основе сравнительной . геолого-промышлендой оценки вСех открытых к моменту проектирования залежей с учетом опыта освоения и разработки других месторождений данного района.

При определении проектного числа скважин и объемов исследований в них для разведки базисной залежи в первом приближении могут быть использованы результаты обобщения опыта оптимизации разведки залежей в типовых физико-географических условиях, отраженные на рис. 116 и в табл. 32, т. е. требования по изученности параметров залежи к моменту составления технологической схемы разработки. По совокупности некоторых морфологических характеристик залежи и ожидаемой величине балансовых запасов по этим требованиям можно приближенно определить основные показатели в виде числа скважин (в том числе со сплошным отбором керна) и расстояний между ними.

Для более надежного определения проектных показателей системы разведки можно использовать зависимости между оптимальным числом скважин и площадью залежи, которую лёгче оценить при проектировании разведки, чем балансовые запасы. На рис. 123 показаны такие зависимости, построенные раздельно для двух групп пластовых сводовых залежей с разными площадями нефтеносности _и с эффективной нефтенасыщенной мощностью в первой группе порядка 7—15 м и во второй группе до 7 м. Эти графики получены по тем же экспериментальным данным по оптимизации разведки, что и зависимости на рис. 115 и 116. С их помощью можно более дифференцированно подходить к определению проектного числа скважин, учитывая при Этом не только площадь, но и нефтенасыщенную мощность разведываемой залежи.

Указанные выше приемы дли определения Необходимого числа скважин Дают приближенные результаты, так как экспериментальные данные по оптимизации разведки, на основании которых получены, рекомендуемые зависимости, имеют довольно значительный разброс.

С помощью зависимостей погрешностей Извлекаемых запасов от средних расстояний между скважинами (ем. рис. 118) можно существенно конкретизировать Проектное зйачения показателей разведанности. Допустим, необходимо разведать залеЖь нефти относительно простого строения (I группа сложности, по классификации ГКЗ СССР) с ожидаемыми балансовыми запасами порядка 30 млн. т. При таких характеристиках возможные погрешности извлекаемых запасов при оптимальной разведанности по данным

Рис, ЦЗ. Оптимальное число скважин для разведки пластовых залежей с разными площадями нефтеносности

Эффективная нефтенасыщенная мощность: / — от 7 до 12 м; 2— от 3 до 7 м

рис. 115 могут находиться в пределах от 20 до 28%, а в среднем около 24%. Отсюда по графикам рис. 118, воспользовавшись интерполяцией между кривыми для залежей с балансовыми запасами 25 и 50 млн. т, получим, что средние расстояния между скважинами для разведываемой залежи должны быть порядка 1,5 км;

Однако и этот способ определения проектных показателей разведанности имеет ограничения. В частности, при его применении возможен неоднозначный выбор величин предполагаемых погрешностей запасов, являющихся критерием для нахождения оптимальных расстояний между скважинами. Поэтому при проектировании разведки крупных залежей и месторождений следует использовать методику расчета прогнозного оптимума разведанности. Основой для расчетов при этом служит прогнозная кривая зависимости погрешностей извлекаемых запасов нефти от расстояний между скважинами. Эта кривая может быть получена с помощью графиков рис. 118 на основании сходства разведываемой залежи по величине балансовых запасов и морфологическим свойствам, охарактеризованным в § 2, с эталонными, служившими основой для построения этих графиков. Если запасы разведываемой залежи отличаются от указанных на рис. 118, то прогнозная кривая для нее находится интерполяцией между ближайшими эталонными кривыми. Построение прогнозной кривой облегчается в том случае, когда по данным

поискового бурения появляется Возможность оценить погрешность Извлекаемых запасов. Тогда значение полученной погрешности наносят на график рис. 118 и через эту точку, следуя поведению соседних эталонных кривых, строят искомую прогнозную кривую.

По величинам погрешностей извлекаемых 'запасов, в разные моменты изучения залежи получаемым с этой кривой, рассчитывают кривую прогнозного риска убытков в разработке и прогнозных затрат на разведку. Сложением этих двух кривых получают прогнозный оптимум изученности, кото-

ККWnИфWnИф1979 1975 197^ \l9771979 1975 197^ \l977^паЯф1^паЯф1wwссрому соответствует оптимальное число скважин. Схема построения прогнозного оптимума разведки показана на рис. 124 штриховыми линиями.

К

К

Wn

Иф

Wn

Иф

1979 1975 197^ \l977

1979 1975 197^ \l977

^па

Яф1

^па

Яф1

w

w

с

с

Преимущества этого способа заключаются в том, что требования к изученности залежи в этом случае рассчитываются заранее, как и другие характеристики системы разведки. Однако для его реализации не-

^П^Побходим определенный минимум ис- ^. ходных данных, характеризующих залежь, ее запасы и возможную сй-

^П

^П

тт"W30201 %-I1LLl—I9027 17-IIIII151075 | 4205916 ^|-"W30201 %-I1LLl—I9027 17-IIIII151075 | 4205916 ^|-12 . 85т^лп12 . 85т^лпстему разработки. При недостатке таких данных все расчеты могут оказаться слишком приближенными, поэтому результаты этих расчетов следует обязательно сопоставлять с данными, получаемыми более про- . стыми способами, изложенными выше.

т

т

"W30201 %

-I1LLl—I

9027 17

-IIIII

151075 | 420

5916 ^|-

"W30201 %

-I1LLl—I

9027 17

-IIIII

151075 | 420

5916 ^|-

12 . 85т^

лп

12 . 85т^

лп

П^П^Рис. 124. Схема проектирования, контроляи корректирования процесса разведкиТ — этапы анализа; т^п и т^—проект-ные и фактические погрешности запасовв разные. моменты оценок (1, 2, 3, 4);Рис. 124. Схема проектирования, контроляи корректирования процесса разведкиТ — этапы анализа; т^п и т^—проект-ные и фактические погрешности запасовв разные. моменты оценок (1, 2, 3, 4);Одновременно с обоснованием количественных требований к степени изученности Залежи и определением объемов разведочных работ должен решаться и вопрос рациональной очередности выполнения отдельных задач разведки: уточнения структуры и оконтуривания залежей, п и пд— соответствующие этим момен- изучения изменчивости и неоднород - там проектные и фактические числа сква- НОСТИ строения продуктивных ПЛЗ- жин; кривые: С —затрат на разведку; CTOB И т. Д.' ,

П^

П^

Рис. 124. Схема проектирования, контроляи корректирования процесса разведки

Т — этапы анализа; т^п и т^—проект-ные и фактические погрешности запасовв разные. моменты оценок (1, 2, 3, 4);

Рис. 124. Схема проектирования, контроляи корректирования процесса разведки

Т — этапы анализа; т^п и т^—проект-ные и фактические погрешности запасовв разные. моменты оценок (1, 2, 3, 4);

R - риска убытков в разработке; Г — их В ЭТОЙ же СВЯЗИ должен рас- суммы. сматриваться вопрос определения по

следовательности бурения или, иными словами, соотношения числа независимых и зависимых скважин. Вполне понятно, что это соотношение может быть установлено весьма приближенно, а степень приближения зависит от надежности модели месторождения, положенной в основу проекта разведки.

В последнее время задачи, зависимых скважин часто решаются опере-

жающими скважинами разработки.

Нагрузки по объемам исследовательских работ в скважинах определяются исходя из категорий скважин, изменчивости изучаемых свойств, разрешающей способности геологических, геофизических и гидродинамических методов, качества предшествующих исследований и других факторов. При их определении должен быть использован опыт изучения и геометризации различных свойств залежей в данном районе, а также рекомендации, вытекающие из требований к достоверности определения параметров, приведенных в § 2 настоящей главы.

Число скважин, необходимое, для подготовки к разработке запасов нескольких залежей, составляющих один этаж разведки, как правило, больше,

чем при . разведке базисной залежи. Причиной .тому служит несовпадение площадей разных залежей и необходимость их раздельного оконтуривания, наличие газовых шапок в одних залежах и отсутствие в других, ограниченные возможности опробования пластов в скважинах из-за того, что- некоторые из них должны вводиться в опытную эксплуатацию с какой-либо залежи и т. п. Поэтому число скважин, необходимых для разведки целого этажа, возрастает по сравнению с их■оптимальным числом для разведки базисной залежи. Степень увеличения числа скважин установлена на основе обобщения опыта разведки месторождений платформенного типа с разным •числом задежей [Поповин В. В., 1973].

По этим данным построены кривые зависимости (рис. 125) степени увеличения числа скважин для разведки целого этажа при разных числе залежей и площади нефтеносности, которая определяется площадью базисной залежи.

Рис. 125. Степень увеличения числа скважин в зависимости от числа залежей и площади месторождения. Шифр кривых —число залежей в этаже разведки

Анализ этой зависимости показывает, что чем меньше площадь месторождения, тем больше разница в числе скважин, необходимых для разведки базисной залежи и всего этажа разведки. Так$ при площади месторождения 5 км2 для разведки трех залежей надо в 1,3 раза больше скважин, а для разведки четырех или пяти залежей — в 2,5 раза больше, чем для базисной залежи. .

Однако это соотношение довольно быстро меняется и при площади месторождения 70—75 км2 разница в числе залежей практически не играет роли: начиная с двух залежей, коэффициент увеличения числа скважин сохраняется постоянным на уровне 1,13—^1,15. Это обстоятельство объясняется объективно существующей закономерностью роста эффективности разведки С увеличением размеров месторождений. Действительно, на крупных месторождениях возрастает «полезность» каждой скважины для разведки базисной залежи. При значительном числе скважин, необходимых для разведки базисной залежи; их бывает Достаточно и для изучения второстепенных залежей.

Таким образом, по графикам рис. 125 можно ойределить коэффициент увеличения числа скважин для подготовки к разработке запасов многозалежного месторождения при условии разведки его одной сеткой скважин. Умножая на этот коэффициент число скважин, необходимых для разведки базисной залежи, установленное любым изложенным выше способом, получим общее число скважин для разведки месторождения или одного из его этажей.

При подготовке к разработке месторождений, в разрезе которых выделяется несколько ртажей, порядок их разбуривания, или система разведки, определяется чаще всего на основании имеющегося в данном районе опыта (см. § 3 данной главы) изучения таких месторождений. Однако иногда при

12 Заказ № 1049 3 53

проектировании разведки целесообразны специальные технико-экономические расчеты для оценки эффективности того или иного варианта разведки. Значение таких технико-экономических расчетов наглядно иллюстрируется примером анализа, выполненного А. В. Черницким на модели месторождения с двумя этажами разведки (рис. 126).

Брахиантиклинальная складка широтного простирания имеет размеры 28x4—6 км, амплитуду 50 м. В разрезе, представленном в основном терригенными породами, поисковым бурением выявлены две группы пластов А и Б. В каждой группе по четыре продуктивных горизонта. Общие балансовые \ запасы месторождения около 400 млн. т, причем 60 % запасов содержится в залежах группы А. Базисными являются залежи в горизонтах А-1 и Б-2, поэтому проектирование разведки велось с расчетом на оптимальную изученность именно этих залежей., Исходя из геологических особенностей И геОгра- фо-экономических условий района разведанность таких залежей можно считать оптимальной, если возможные относительные погрешности запасов будут ±20 %. При этом будет обеспечено и требуемое соотношение запасов разных категорий: В—20% и Ci — 80%. Определение проектных объемов разведочных работ для выполнения указанных требований произведено в соответствии с методикой,, изложенной выше. Для этого использованы кривые изменения погрешностей определения запасов в зависимости от расстояний между скважинами, построенные по результатам анализа разведки аналогичных залежей соседнего, хорошо изученного месторождения. По этим кривым получается, что оптимальная разведанность базисных залежей разведываемого месторождения будет достигнута при средних расстояниях между скважинами примерно 2000 м для залежи А-1 и 3000 м для залежи Б-2. Исходя из значений площадей Данных залежей и числа пробуренных скважин требуется еще пробурить 22 скважины в контуре залежи А-1 и 18 в контуре залежи Б-2. Некоторое число скважин следует пробурить для изучения небазисных залежей, что увеличит их общее число ца каждом этаже разведки.

При выборе системы разведки месторождения рассмотрены четыре варианта' разбуривания этажей. Основные характеристики вариантов по оче- редности бурения на разные этажи, общим объемам работ и экономическим показателям разведки приведены в табл. 36. Для расчета экономических по-

Таблица 36

Основные характеристики вариантов разведки

Показатели

Варианты

I — одна сетка

II - две сетки одновременно

III — две сетки последовательно снизу вверх

IV — две сетки последовательно сверху Вниз

Число скважин (всего):

31

33

33

40

на этаж Б

31

24

24

20

на этаж А

— .

9

9

20

Число опробований

169

146

146

148

Число скважин, оставляемых для опытной эксплуатации

21

23-

23

28

Продолжительность разведки месторождения в целом, годы:

3,9

3,9

* 4,2

4,75

этажа Б

3,9

3,9

3,1

1,80

этажа А

3,9

3,9

1,1

2,95

Капитальные вложения в разведку (включая стоимость поисковых скважин), млн. руб.

15,75

14,75 _

14,75

16,00

Стоимость подготовки 1 т балансовых 'запасов, жоп./т

3,9

3,7

5,7

4,0

^29 389269009211001319 90555 25925917443

Рис. 126. Модель многопластового месторождения с двумя этажами разведки А и Б 7—нефть; 2 — вода; 3 — известняки; 4 — породы фундамента; 5 — тектоническое нарушение

казателей вариантов используются различные нормативы по видам работ в данном районе. При этом должен строго соблюдаться Принцип сопоставимости вариантов по конечному результату (требуемой, достоверности запасов и других параметров) и по условиям проведения разведочных работ: одинаковое число буровых станков, опробовательских бригад и т. п.

Анализ данных табл. 36 показывает, что по соотношению двух показателей — стоимости подготовки 1 т запасов и общей продолжительности разведочных работ — лучшим является II вариант, предусматривающий одновременную разведку выделенных этажей двумя самостоятельными сетками скважин.

Поскольку проектирование базируется на упрощенных моделях строения месторождений и при этом часто пользуются аналогией, то никогда нет уверенности, что разведка будет осуществлена в полном соответствии с проектом. Поэтому важнейшими положениями ее рационального проведения являются контроль и корректирование, а в более широком смысле— управление процессом изучения месторождения. Этому вопросу в настоящее время придается очень большое, в некоторых случаях — решающее значение при обеспечении сокращения сроков, повышении качества и эффективности разведки.

Контроль за качеством разведочных работ должен осуществляться по. всем элементам от отдельных скважин до обработки материалов по месторождению в целом. Выполнение требований по запланированному отбору керна и промыслово-геофизическим исследованиям, количеству и качеству опробований в процесс^ бурения и испытаний в колоннах, отбору глубинных проб нефти и газа и других видов работ создает надежную основу для повышения достоверности определения параметров^ Комплексная обработка и интерпретация этих материалов, полученных в поисковых и первых разведочных скважинах, дают возможность выявить основные корреляционные зависимости между параметрами залежей и. их ' геофизическими свойствами, чтобы затем использовать эти зависимости для дальнейшего изучения закономерностей изменения параметров по разрезу и площади месторождения. Решение этой, задачи значительно облегчится при условии создания унифицированных программ или автоматизированных систем сбора, накопления и обработки первичных исходных данных по скважинам, залежам, месторождениям и т. п.

Не менее важен контроль за изменением степени разведанности залежи, так как именно эта наиболее общая характеристика процесса позволяет управлять им с целью повышения эффективности поисково-разведочных работ путем корректирования задач разведки и соответствующих средств для их решения. , ’

Сущность управления разведкой в общем случае состоит в периодической оценке достигнутых результатов, сравнении их с требуемыми и в кор- •ректировании плана дальнейших работ. Число таких оценок может быть разным в зависимости от степени соответствия реального хода разведки ожидаемому по аналогии или прогнозируемому расчетным путем. Корректив рование разведки может выражаться в изменении очередности бурения .и местоположения скважин, предусмотренных проектор, их числа, а также в изменении нагрузок по исследованиям скважин.

Выводы о степени разведанности залежи (месторождения) могут быть получены разными способами. Один из них заключается в сравнении поэтапно осуществляемых оценок достоверности определения параметров и степени разведанности залежей' с требованиями, обоснованными для данной залежи при проектировании разведки.

Другой, более строгий способ определения достигнутой степени изученности основан на оптимизации разведки в процессе ее проведения. Для реализации этого способа наряду с периодической оценкой точности запасов должны приближенно определяться технико-экономические показатели будущей системы разработки и затраты на разведку. Помимо оценок затрат на разведку (С), риска убытков (К) и их суммы (W'), полуденных по результатам поисковых работ, рассчитываются такие же оценки на последующих

стадиях разведки, строятся соответствующие кривые и по выполаживанию кривой W делается вывод о состоянии изученности, залежи (см. рис. 124, сплошные линии). Если график, отра'жающий фактический ход разведки, совместить с графиком прогнозного хода разведки, который строится при проектировании или при первой оценке результатов разведки, то путем сравнения фактической и прогнозной кривых можно судить о степени, выполнения проекта и об е^о качестве. Как видно из рис. 124, такой графоаналитический прием позволяет оценить состояние изученности в любой момент разведки "и проконтролировать момент ее окончания по степени ^близости проектного и фактического значений суммы затрат и риска убытков (значения Wn и №ф). Из этого же рисунка видно, например, как можно ускорить процесс раз- ‘ ведки за счет темпов бурения. К 1976 г. было пробурено 20 скважин вместо

Общая стоимость разведки стала выше проектной, но снижение риска убытков компенсировало эти затраты и обеспечивало достижение оптимальной разведанности к середине 1976 г. Такого эффекта можно добиться, например, за счет применения для разведки более дешевых скважин из фонда добывающих.■■

Эффективность процесса разведки складывается из разных моментов и определяется различными показателями, многие из которых в натуральной или денежной форме отражают цену информации о разведанных z запасах. Именно эти показатели накладывают ограничения на требования, которые могут быть предъявлены к качеству разведки, поэтому всякие мероприятия, снижающие стоимость разведки, исходя из условия оптимальности (XIV.5) отражаются на достоверности запасов и надежности проектных показателей технологических схем. Одними из наиболее эффективных мероприятий в настоящее время являются совмещение разведки б разработкой и " решение ряда задач изучения залежей путем бурения добывающих скважин.

Опытную эксплуатацию разведочных, скважин как элемент разработки давно используют в разведке, обеспечивая наиболее надежные .данные о продуктивности залежей и фильтрационных характеристиках коллекторов.

В последнее время на практике получили распространение принципы совмещения разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, реа- ■ лизуемые разными способами в" зависимости от многих геолого-технико-экономических факторов. ,.-

Широкое использование добывающих скважин для частичного или полного решения задач разведки нефтяных месторождений возможно при наличии представлений о типах предполагаемых месторождений, их размерах и • сложности строения ■ и условий для обустройства площади, обеспечивающих сбор, хранение и транспортировку нефти; .

■ - Особенно важно при этом соблюдение требований, предъявляемых к по. исковому этапу изучения месторождений. Именно от качества решения задач этого этапа зависит эффективность применения добывающих скважин при разведке. Если это качество обеспечено комплексом предшествующих работ, то тогда, например, на небольших залежах в районах с развитой Нефтяной промышленностью после завершения поискового этапа можно сразу приступить к бурению добывающих скважин по Принципу от известного к неизвестному, что целесообразно как для изучения залежей, так и для органи-

■ зации эксплуатации скважин. Особенно важно соблюдать этот принцип при разбуривании залежей, приуроченных к сильноизменчивым прерывистым коллекторам.1

Параметры сетки добывающих скважин должны устанавливаться исходя . из опыта разработки аналогичных залежей, а система' воздействия—фор. мйроваться постепенно в зависимости от особенностей геологического строения, выявляемого по мере разбуривания месторождения. ,

■. На залежи с выдержанными коллекторами* эффективно бурить сразу не

сколько («куст») скважин, что облегчает их обустройство и организацию добычи нефти. Первые «кусты» обычно располагают около поисковых скважин, давших промышленные притоки нефти. ■' •

С целью достоверного определения параметров залежей в дополнение к данным поискового бурения в некоторых добывающих скважинах необхо-

димо проводить отбор керна и расширенный комплекс промыслово-геофизических исследований. Оптимальное число таких скважин и объем исследований в них должны быть определены заранее, до начала разбуривания залежи, по методике изложенной выше, а в процессе его — корректироваться с целью быстрейшего, достижения степени изученности, требуемой для, составления технологической схемы разработки.

При разведке средних и крупных месторождений необходимо сочетание бурения разведочных й опережающих добывающих скважин, в соотношениях определяемых оптимальными требованиями к степени разведанности и геолого-экономическими условиями проведения работ.

В практике подготовки нефтяных месторождений к разработке существуют две разновидности опережающего бурения добывающих скважин: разбуривание всей площади залежи по редкой сетке и бурение на первоочередном (опытно-нромышленном) участке по сетке, обосновываемой схемой разработки этого участка.

Первый метод применяется при разведке залежей с простыми структур- . ными формами, выдержанными продуктивными пластами и в таких физико- географических условиях, которые позволяют без проведения значительных по затратам подготовительных работ охватить редкими скважинами, всю площадь залежи.

Риск получения «пустых» добывающих скважин в этом случае минимален, если не возлагать на них задач по оконтуриванию залежей.

Опыт показывает, что в условиях разведки структурных залежей платформенного типа наибольшим изменениям подвергаются такие параметры, как площадь и средняя эффективная нефтенасыщенная мощность. Параметры, определяющие коллекторские свойства, изменяются меньше.

Погрешность определения площади залежи зависит в основном от двух характеристик: точности структурной карты и погрешности отбивки поверхности ВПК. Структурная поверхность может изучаться по данным как поисковых и разведочных, так и добывающих скважин.

Погрешность положения водонефтяного контакта на ранних стадиях изучения залежи в некоторых случаях может быть весьма значительной. "Однако она быстро уменьшается по мере увеличения числа скважин, оконту- ривающих залежь. Поэтому если после поискового этапа пробурить в первую очередь несколько разведочных скважин с целью оконтуривания залежи, то водонефтяной контакт и структурная поверхность в приконтурной зоне будут установлены достаточно быстро и достоверно. Первоочередное бурение оконтуривающих разведочных скважин поможет разместить добывающие скважины с наибольшей эффективностью для изучения залежи и для добычи нефти..

Для надежного определения коллекторских свойств в опережающих добывающих скважинах необходим отбор керна. Число таких скважин можно определить исходя из рекомендаций табл. 32 и изложенных выше приемов определения общего числа скважин, необходимых" для получения информации к составлению технологической- схемы разработки.

Параметры, характеризующие гидродинамические свойства и продуктивность залежи по данным исследований добывающих скважин, могут быть определены более достоверно, чем по данным разведочных скважин, время опробования которых, как правило, ограничено.

В некоторых случаях, обычно при сложйом геологическом строении (сложной конфигурации структурной поверхности и контуров, тектонической ' на^ушенности, невыдержанном коллекторе и т. п.), а также в сложных физико-географических условиях, на нефтеносной площади выбирается первоочередной участок, для которого составляется схема разработки с планом обустройства, проводятся необходимые подготовительные работы и бурятся скважины. Разведку всего месторождения в этом случае следует продолжать с учетом опыта изучения первоочередного участка. Если залежь при- урочейа к регионально выдержанным пластам, то можно достаточно обоснованно переносить на малоизученные части площади информацию о неоднородности и гидродинамических характеристиках пласта, полученную на

разбуренной части залежи, корректируя с учетом выявленных закономерностей геологического строения пласта. '

Структурный план и положения контуров, а также коллекторские свойства по всей площади залежи должны уточняться при сочетании бурения разведочных и добывающих скважин разных категорий. Например, для оконтуривания малоизученных частей залежи можно бурить опережающие нагнетательные или пьезометрические скважины.

В целом, как показывает анализ изменения достоверности параметров в процессе разведки, примерно половина скважин, необходимых для оптимальной разведанности крупных залежей нефти структурного типа, может быть пробурена за счет фонда разработки.

Поскольку разведка только часть процесса подготовки месторождения к разработке, эффективность эксплуатации месторождения во многом зависит от качества работы всей системы информационного обеспечения этого процесса. На рис. 127 показана применительно к единичному объекту схема рациональной структуры системы информационного обеспечения проектирования разведки и разработки, ■

Центральное место в этой схеме занимает последовательность основных производственных операций, разделяемых моментами принятия решений. Положительное решение означает переход . к следующему этапу, а отрицательное— прекращение (приостановку) геологоразведочных работ на данной площади или их продолжение до полного выполнения задач данного этапа.

После крупных капитальных вложений в реализацию технологической схемы разработки Процесс освоения месторождения уже не останавливается. Поэтому при последующих решениях отрицательные исходы означают лишь отсрочку в проведении тех или иных мероприятий и продолжение действующего этапа разработки. -

В полном объеме указанная последовательность работ наблюдается в основном на крупных месторождениях. При разведке и освоении средних и небольших месторождений некоторые этапы не осуществляются или сливаются с другими. Например, бурение разведочных скважин на этапе разведки частично или полностью ■ заменяется ^бурением опережающих добывающих скважин. >

Любые решения принимаются на основе обработанной й обобщенной информации, которая концентрируется в отчетных и. проектных документах, сопровождающих производственные процессы. Основные из них показаны в верхней части схемы на рис. 127. Набор этих документов с их связями между собой и с этапами производственных работ вполне отвечает определению системы. Отличительная особенность данной структуры системы состоит в том, что она обеспечивает реализацию метода управления качеством подготовки месторождения- к разработке на основе количественных требований или определения текущего значения критерия эффективности.

Это достигается, во-первых, сближением во времени реализации проекта разведки и плана (проекта) опытной эксплуатации (ПОЭ) с укрупненным определением технико-экономических показателей разработки, что дает возможность проектирования разведки в оптимальных объемах. При этом каждый из указанных документов, составляемых совместно, выполняет свои специальные функции, необходимые для нахождения проектного значения критерия W и соответствующих объемов работ. Во-вторых, предусматривается проведение промежуточных (корректирующих) анализов (элементы 14, 15) для последовательного контроля и управления процессом разведки согласно схеме на рис. 127. В-третьих, обеспечивается рациональное совмещение трех документов: технологической схемы, проектов кондиций и подсчета запасов — повышающее качество геолого-промышленной оценки залежей нефти.

Схема потоков информации и технологии ее обработки при решении этой задачи дана в нижней части рис. 127. Здесь условными знаками для разных групп параметров показаны источники информации; относительные ее объемы, получаемые от разных источников, и элементы, к которым она адресуется в блоке обработки (/). Кроме того, часть информации может поступать с уровня регионального обобщения опыта разведки и разработки (25).

Блок I в общем виде раскрывает содержание расчетов критерия эффективности ЦТ при каждом анализе, производимом в элементах 12, 13, 14 и 15. С^ми эти расчеты не повышают качества информации, поступившей в' блок I, но они позволяют определить объем дополнительных работ, которые должны

Планирование

Технолог.Технолог.] Балансы

Технолог.

Технолог.

Планопы тной экс- ЖТО13

°cw™u8hx-^ олого-эконом. I Доагкт |$£|°cw™u8hx-^ олого-эконом. I Доагкт |$£|типлоща-\ди утиплоща-\ди уПодсчетзапасов17Подсчетзапасов17-\Кондиции#^—-\Кондиции#^—Региональные работыРегиональные работыПодготовкаПодготовкаплощади кплощади кплощади к и \ поисковому ~ бурению } у ®площади к и \ поисковому ~ бурению } у ®Оценка эффек- , ' тибности поис- 1 . нового этапа IОценка эффек- , ' тибности поис- 1 . нового этапа IJ) // /J) // /W'»\W'»\Поисковое бурениеПоисковое бурениеIIII•VIIII•VБурение и опробование развеЭоч-\ тхц.ррбыуауэщих скважин для-ат^ия.сква-^ Jг—Бурение и опробование развеЭоч-\ тхц.ррбыуауэщих скважин для-ат^ия.сква-^ Jг—и it ии it иIIII§§2255^Информация с уровняреги\ ' анального обобщения I \ разведки и разработки^ | ^£225^=2^^Информация с уровняреги\ ' анального обобщения I \ разведки и разработки^ | ^£225^=2^технико-эхономичё-технико-эхономичё-Щенка тех-V Уценка эко-Щенка тех-V Уценка эко-ииКритерий оптимальности!Критерий оптимальности!йа/тасо#! 7/ =*jl (17) —нн1\8ТСРи® и^иВПР I, ■ || (201 IIйа/тасо#! 7/ =*jl (17) —нн1\8ТСРи® и^иВПР I, ■ || (201 IIАнализ геологичес- Анализ информ, о кой информации, технико-жономичё- оценка параметров ских условиях раз- и их кондиций вейки и разработкиАнализ геологичес- Анализ информ, о кой информации, технико-жономичё- оценка параметров ских условиях раз- и их кондиций вейки и разработкиОценка LI досОценка LI дос■ -> рЛем дополните-1 г— :—пп। работ • । ^поЗсчет^■ -> рЛем дополните-1 г— :—пп। работ • । ^поЗсчет^Рис. 127. Схема структуры системы информационного обеспеРис. 127. Схема структуры системы информационного обеспе

°cw™u8hx-^ олого-эконом. I Доагкт |$£|

°cw™u8hx-^ олого-эконом. I Доагкт |$£|

типлоща-

\ди у

типлоща-

\ди у

Подсчетзапасов

17

Подсчетзапасов

17

-\Кондиции#^—

-\Кондиции#^—

Региональные работы

Региональные работы

Подготовка

Подготовка

площади к

площади к

площади к и \ поисковому ~ бурению } у ®

площади к и \ поисковому ~ бурению } у ®

Оценка эффек- , ' тибности поис- 1 . нового этапа I

Оценка эффек- , ' тибности поис- 1 . нового этапа I

J) // /

J) // /

W'»\

W'»\

Поисковое бурение

Поисковое бурение

IIII

•V

IIII

•V

Бурение и опробование развеЭоч-\ тхц.ррбыуауэщих скважин для

-ат^ия.сква-^ J

г—

Бурение и опробование развеЭоч-\ тхц.ррбыуауэщих скважин для

-ат^ия.сква-^ J

г—

и it и

и it и

II

II

§

§

2

2

5

5

^Информация с уровняреги\ ' анального обобщения I \ разведки и разработки^ | ^£225^=2^

^Информация с уровняреги\ ' анального обобщения I \ разведки и разработки^ | ^£225^=2^

технико-эхономичё-

технико-эхономичё-

Щенка тех-V Уценка эко-

Щенка тех-V Уценка эко-

и

и

Критерий оптимальности!

Критерий оптимальности!

йа/тасо#! 7/ =*jl (17) —нн1\8ТСР

и® и

^иВПР I, ■ || (201 II

йа/тасо#! 7/ =*jl (17) —нн1\8ТСР

и® и

^иВПР I, ■ || (201 II

Анализ геологичес- Анализ информ, о кой информации, технико-жономичё- оценка параметров ских условиях раз- и их кондиций вейки и разработки

Анализ геологичес- Анализ информ, о кой информации, технико-жономичё- оценка параметров ских условиях раз- и их кондиций вейки и разработки

Оценка LI дос

Оценка LI дос

■ -> рЛем дополните-1 г— :—пп

। работ • । ^поЗсчет^

■ -> рЛем дополните-1 г— :—пп

। работ • । ^поЗсчет^

Рис. 127. Схема структуры системы информационного обеспе

Рис. 127. Схема структуры системы информационного обеспе

I, II — соответственно блоки расчетов необходимых объемов информации для техноло вых методов

1 — процедура принятия решения; информация по группам параметров; 2 — объему за мическим свойствам нефти и воды; 4— свойствам коллектора; 5 —

быть проведены в элементе 3 главной последовательности и должны обеспечить повышение надежности определения различных параметров. Эта особенность обработки информации в блоке / отражена штриховыми (входящая информация) И сплошными (выходящая информация) стрелками. В более простом варианте накопление необходимой информации может контролироваться требованиями табл. 30 и 32.

При достижении оптимальной обоснованности геологической модели месторождения и её параметров вся суммарная информация направляется на подсчет запасов и составление технологической схемы разработки. Эти документы также целесообразно составлять параллельно, при этом можно исполь-

Зобычи

запасов

Пре^ыинтен-

\1

IАнализ

. -с = j Ф остаточных - Чзапасов

(по высоким ' кат.) 4 ®

ц“бОР11НТИ<^ - ^^

^SS?! <

Реализация техсхемы

L—^?

II

тп

'«

Оценка досто- Опрев.технино- верности исход- экономим, пока- ных данных зателей ИМ и — нм

Критерии Расчет оптимально- оптимоль- _ г0 уровня неооревеле- ности нностиТ-ЗП ИМиНМ

_ отъем дталнит.экспе<

'уиментОЛЬНЫХ^Х^^ Г

В проектыунтенси- фикаидиорбычии повышения нефте- . отдачи

I

чения проектирования разведки и разработки

гических схем, проектов, усовершенствованных проектов и технологических схем но- раэработки:

лежи и неоднородности пласта по степени охвата воздействием; 3— физическим и хи- характеристике гидродинамической системы; б— агрегированная информация

зовать единую геологическую модель, составленную с учетом специфики того и другого видов работ.

Проект разработки (ПР) должен учесть все изменения параметров, которые могут быть выявлены в результате полного разбуривания и опыта эксплуатации залежи. Тем самым время его составления будет определяться темпами освоения месторождения и степенью несоответствия фактических

показателей разработки запроектированным TCP. Объем необходимых дополнительных исследований регламентируется табл. 35. Одновременно с составлением проекта разработки пересчитываются запасы по более высоким категориям с учетом дополнительно полученной информации о геологическом строении и об условиях разработки залежи.

Доразведка месторождений нефти и газа

На многозалежных месторождениях к концу разведки может иметь место широкий набор разных категорий запасов по разным залежам, в том числе значительная доля запасов категорий Сг, требующих доразведки. Кроме того, информации, получаемой в процессе разбуривания залежей по технологическим схемам, зачастую бывает недостаточно для обоснования перевода промышленных запасов из низких категорий в более высокие, и требуются дополнительные исследования керна, свойств нефти и газа и т. п.

Для своевременного получения всей необходимой информации с минимальными затратами сразу же после начала разбуривания месторождения • в промышленных масштабах следует составить проект доразведки месторождения в целом, согласованный с планом ввода отдельных объектов в разработку.

В этом проекте должно быть предусмотрено решение следующих основных задач:

сбор информации по второстепенным-залежам или участкам основных залежей, не доведенным до необходимой степени изученности на разведочном этапе;

оценка состояния имеющейся и сбор дополнительной информации по разрабатываемым залежам с целью пересчета запасов и перевода их в болёе высокие категорий.-

Исходя из уже достигнутой степени изученности месторождения в целом последовательность проектирования может быть более простой и все внимание следует сосредоточить на определении дополнительных объемов бурения и исследований по каждому объекту, требующему доразведки, а также возможности более рационального использования • информации, получаемой при разработке основных залежей. Для решения этих задач, очевидно, можно использовать все рекомендации, приведенные выше для разведочного этапа, . но с учетом специфики доразведки. При этом необходимо учитывать следующие дополнительные методические положения.

Доразведка залежей в процессе разработки месторождения представляет собой изучение залежей по результатам бурения в основном добывающих скважин и в меньшей мере — дополнительных разведочных скважин. Разведочное бурение применяется прежде всего в том случае, когда площадь нефтеносности по этим горизонтам оказывается больше, чем по основным, или в случае выявления новых залежей (литологически или тектонически экранированных) за пределами ноля,. освещенного ранее пробуренными скважинами.

На крупных и уникальных рднопластовых месторождениях, вводимых в разработку по частям путем разрезания, доразведка является по существу завершающим этапом разведки частей залежей, вводимых в разработку во вторую очередь. В этом случае параметры отдельных частей залежей требуют только уточнения средних значений, полученных для всей залежи на первых этапах разведки. Такое положение облегчает достижение заданных* требований к детальности изучения отдельного объекта разработки. При изучении частей залежи скважины размещаются ио профилям или по равномерной сетке в зависимости от предварительно установленной закономерности строения пласта-коллектора, его расчлененности и изменчивости.

На многопластовых месторождениях, введенных вчразработку по базисным горизонтам, второстепенные горизонты только частично изучают по данным разведочных скважин, а в основном это делают по данным скважин, бурящихся для разработки. Имеются некоторые особенности методики доразведки залежей, находящихся выше и ниже базисных горизонтов.

Для выявления залежей в частях разреза выше основных разрабатываемых объектов сначала производится ревизия пробуренного фонда скважин. Она включает комплексный анализ и интерпретацию всех имеющихся материалов по всем скважинам. '

В результате в верхних горизонтах выявляются участки с благоприятными структурными условиями и перспективные объекты для опробования. Затем в скважинах, бурящихся на базисные объекты разработки в пределах выделенных участков, производятся исследования коллекторских свойств и продуктивности перспективных горизонтов. Для этого можно использовать ядерно-магнитный каротаж, сверлящие керноотборники, опробования испытателями пластов и т. п. На наиболее перспективных участках. в конечной стадии изучения выявленных" залежей бурятся оценочные скважины с отбором керна, а иногда единичные разведочные скважины. Такая методика обеспечивает высокие экономические показатели подготовки запасов верхних горизонтов к разработке. ' • . -

Для доразведки залежей, находящихся ниже базисных горизонтов (до 300 м), иногда используются скважины с верхних объектов разработки, для чего некоторые из них углубляются на несколько сот метров. Кроме того, используются разведочные скважины, бурившиеся специально на нижний этаж. Все скважины с верхних объектов разработки и часть разведочных скважин после выполнения задач по разведке нижних горизонтов возвращаются на верхние. • . ■

' При наличии мощного разреза осадочных пород, превышающего технически освоенные глубины, на площадях могут "быть введены в разработку залежи, приуроченные только к части разреза. Более глубокая часть разреза в случае появления новых технических возможностей вводится в разведку, по существу, заново. В данном случае методика доразведки’месторождения принципиально не отличается от методики разведки на новых площадях.

■Глава XV. -

. ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

НА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

§ L Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов '. ■

" Под эксплуатационным объектом следует понимать пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин (без применения специального Оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации) при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов (объектов разработки) отдельно.

Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым, эксплуатационным объектом.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляются контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект состоит из нескольких объектов разработки.

Каждый эксплуатационный объект разбуривается по определенной системе. Устанавливаются определенные расстояния между добывающими скважинами, их Взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие «серия» скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения добывающими скважинами по разрезу, т. е. в пределах этажа нефтеносности или этажа разработки.

Анализ материалов по методике и практике выделения. эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов: 1) геолого-промысловые; 2) гидродинамические; 3) технические; 4) технологические; 5) экономические [Быков Н. Е., 1968; 1975; Ка- налин В. Г., 1975].

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов. Поэтому остановимся на характеристике каждой из перечисленных групп факторов.

Геолого-промысловые факторы. Из этой группы факторов учитываются следующие:

возможность и. однозначность расчленения разреза месторождения, корреляции отложений и выделения продуктивных пластов;

литологическая характеристика продуктивных пластов;

общая, эффективная1 и Нёфтенасыщенная мощности продуктивных пластов;

коллекторские свойства пластов пр керну и промыслово-геофизическим данным;

результаты опробования, оценка фильтрационных йараметров продуктивных пластов гидродинамическими методами, установление «работающих» мощностей на различных режимах (по данным дебитомеров и расходомеров);

физико-химические свойства нефти, газа и цоды;

мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, мощность покрышек; ' '-

методика определения ВПК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтеносности; -

" запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения;

первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношения по разрезу месторождения;

гидрогеологический характеристика и режим залежей.

Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты при выделении эксплуатационных объектов применяются для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

установление годовой добычи по залежи каждого пласта;

определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки;

установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;

4) оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;

расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

определение продолжительности отдельных стадий разработки месторождения;

нахождение оптимального, уровня добычи нефти по месторождению с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Технические фактбры. Из этой группы факторов к основным относятся следующие.

Способ и технические возможности эксплуатации. Учет способа эксплуатации — обязательное условие при выборе эксплуатационных объектов. Не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различными способами эксплуатации, например фонтанным и глубиннонасосным. В зависимости от дебитов нефти, депрессий на пласт выбирают и соответствующее оборудование [Юрчук А. М., 1974]. При- этом учитывают возможность образования песчаных пробок, слома эксплуатационных колонн и т. п.

Расчет диаметра эксплуатационных колонн. Выбор и расчет диаметра эксплуатационных колонн производят в 'зависимости от дебитов скважин, соответствующего оборудования, намечаемого к спуску в них. При спуске нескольких рядов насосно-компрессорных труб одновременно-раздельной

эксплуатации на каждый продуктивный пласт или эксплуатационный объект диаметр труб может быть увеличен до 203—254 мм.

Выбор диаметра- насосно-компрессорных труб. Этот фактор имеет большое значение при эксплуатации как одного, так и нескольких продуктивных пластов. Например, небольшой диаметр насосно-компрессорных труб при -больших дебитах приведет к большим гидравлическим потерям. Наоборот, слишком большой диаметр приведет к преждевременному прекращению фонтанирования Скважин. -

Возможность одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). При решении этого вопроса прежде всего рассматриваются геолого-промысловые предпосылки для внедрения ОРЭ, после чего детально характеризуется необходимое рборудование, разработанное соответствующими организациями, и возможность его применения на данном месторождении.

Изоляция обводнившихся пластов. В процессе эксплуатации многопластовых эксплуатационных объектов контурные воды постепенно подтягиваются, обводняя некоторые интервалы объекта. В этом случае изолируются либо обводнившиеся пласты в целом, особенно самые нижние, либо части пластов.

Выбор и применение приборов для контроля за состоянием выработки каждого пласта. Объединение в эксплуатационный объект пластов значительной мощности требует создания^ и использования приборов с "целью контроля и регулирования разработки залежи каждого пласта, в целом эксплуатационного объекта. В этом случае должны быть выбраны определенные типы дебитомеров, расходомеров, высокочувствительных термометров, влагомеров, плотномеров, глубинных манометров, позволяющих выявить «работающие» мощности, распределение жидкости по стволу скважины, раздел нефть —вода в'скважине и т. п.

Технологические факторы. Среди этой группы факторов учитываются. в основном следующие. *

Выбор сетки добывающих скважин каждого объекта эксплуатаций. Как показывает опыт проектирования разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений, каждый эксплуатационный объект в настоящее время обычно разрезается-нагнетательными скважинами на отдельные блоки с трех- или пятирядным расположением добывающих скважин. Сетки скважин Выбирают в зависимости от мощности объекта, его неоднородности. Соответственно определяют число добывающих и нагнетательных скважин.

Выбор метода поддержания пластового давления. При выборе метода поддержания пластового давления — очагового, законтурного, внутрй- контурного, площадного и др.— должны учитываться энергетическая характеристика пласта, его связь с законтурной областью, неоднородность, активность пластовых вод и т. п. , •

Контроль и регулирование разработки эксплуатационных объектов. Определяют характер, профилей отдачи и притока в скважинах, количество нефти и жидкости, отобранной соответственно из каждого пласта эксплуатационного объекта, количество закачанной воды цо мощности объекта; Изучают характер распределения жидкости по стволу скважины, характер обводнения объекта, закономерность изменения давления по его объему, параметры каждого пласта, входящего в эксплуатационный объект.

Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи: закачки ПАВ, газа под высоким давлением, углекислоты, пен, сжигания порохов, создания движущегося очага горения и т. п.

Экономические факторы. В этой группе факторов прежде всего учитываются:

природно-климатические условия того или иного многопластового месторождения; ,

технико-экономические (с учетом природно-климатических условий) нормативы на бурение скважин и обустройство месторожения и т. п.

Перечисленные факторы в реальных условиях находятся в сложном взаимодействии друг с другом. Степень проявления их неодинакова. Иногда некоторые факторы имеют настолько существенное значение, что являются

решающими при выборе эксплуатационных объектов. Например, наличие мощной промежуточной толщи между залежами; разные типы коллекторов; резкое различие в продуктивности отдельных пластов, исключающее их совместную разработку, делают задачу выбора объектов практически очевидной. Более обстоятельный анализ требуется в тех случаях, когда различия между пластами не столь очевидны или вовсе незначительны. В этих условиях требуется тщательный учет влияния всех возможных факторов. Общая последовательность действий при этом следующая.

Находят технико-экономические показатели разработки по каждому варианту выделения эксплуатационных объектов и всего месторождения в целом, состоящие из капитальных затрат да бурение добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин, капитальных вложений в промысловое обустройство и т. п.

Рассчитывают себестоимость нефти, удельные капитальные вложения, приведенные затраты, прибыль за основной период (10—15 лет) и за весь срок разработки с учетом энергетических затрат, амортизации скважин, амортизации прочих основных средств, расходов по подземному ремонту скважин, по ремонту наземного оборудования, по Поддержанию пластового давления, по подготовке Нефти, по сбору, транспорту и хранению нефти, по обслуживанию производства и управления,, зарплаты, а также отчислений на покрытие затрат по проведению геологоразведочных работ.

Сопоставляют все рассчитанные варианты с учетом удёльных капитальных вложений, себестоимости, приведенных затрат за первые" 10—15 лет и за весь срок разработки месторождения.

Выдают рекомендации по выбору оптимальных вариантов выделения эксплуатационных объектов в разрезе данного месторождения с учетом минимальных удельных капитальных затрат, минимальной себестоимости при максимальном уровне добычи нефти по месторождению.

Варианты объединения пластов в эксплуатационные объекты могут выбираться исходя из разных критериев. При составлении технологической схемы разработки основным критерием обоснования эксплуатационных объектов можно считать требования обеспечить достижение планируемого уровня добычи нефти. В дальнейшем при сложившейся системе разработки основные мероприятия по её усовершенствованию (например, в проекте разработки) направлены на достижение максимально возможной по технико- экономическим условиям нефтеотдачи пластов. Излагаемая далее методика выделения эксплуатационных объектов отвечает задачам первой стадии проектирования разработки и основана на учете снижения коэффициентов продуктивности совместно работающих пластов по сравнению с их раздельной эксплуатацией.

Выбор количественных критериев для оценкицелесообразности объединения нескольких пластов

в один объект эксплуатаций

Обоснование количественного показателя,характеризующего технологический эффект от объединениянескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект

Задача выделения эксплуатационных объектов относится к классу оптимизационных задач, поскольку ее решение приходится выбирать из некоторой группы возможных решений. С одной стороны, объединение нескольких пластов в один эксплуатационный объект существенно сокращает сроки ввода месторождения в разработку и капиталовложения в строитель- . ство и обустройство нефтепромысла; С другой стороны, как показывает практика, при этом возникают значительные трудности с сохранением требуемых текущих уровней добычи нефти, достижением высоких конечных ко-

эффидйентов нефтеотдачи и регулированием процесса разработки многопластовых эксплуатационных объектов.

Сложность решения этой проблемы обусловливается еще и тем, что она должно быть найдено в период проектирования разработки многопластового месторождения, когда приходится опираться на ограниченное количество информации, получаемой в результате разведочных работ. Как показала практика, эффективность решения данной проблемы зависит от количества и качества информации, поступающей в процессе разведки. Другими словами, качество решения задач, стоящих перед составлением технологической схемы разработки на новых месторождениях, зависит от качества подготовки этих месторождений к разработке, т. е. от степени их изученности. -

Оптимизационный характер решаемой задачи требует использования одного или нескольких критериев, обязательно носящих количественный характер. При этом'должен быть установлен некоторый количественный пока- затёль, характеризующий технологический эффект, возникающий в результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации. Таким показателем может быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно КПр. совм, который интегрально характеризует условия эксплуатации данной скважины.

В процессе разработки , многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений различных нефтедобывающие районов страны было замечено, что среднее значение коэффициентов продуктивности скважин /Сир. совм", эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т. е.

^пр. СОВМ ^^ПР- сумм ~ 52 ^пр Ь (XV. 1) 1=1

где Кпр t — среднее значение коэффицентов продуктивности скважин, эксплуатирующих только i'-й пласт (Г=1, 2, ..’., п); п — число пластов,-объединяемых в эксплуатационный объект.

Причинами снижения коэффициента продуктивности А'пР: совм являются:

нелинейный характер фильтрации жидкости; 2) характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за счет гидравлических сопротивлений; 3) взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давления по объему многопластового эксплуатационного объекта, зависящего от изменения геолого-промысловых признаков по площади, и по разрезу пластов.

Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатаций пластов /Спр. совм будут тем меньше, чем больше пластов объединяется в эксплуатационный объект и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов. '

Если X обозначить некоторую осредненную количественную характеристику степени различия пластов _ ‘

Х = А-, (XV.2) ,

где Xi — среднее значение какого-либо геологе-промыслового признака первого пласта; х2— среднее значение этого же признака по второму пласту, то можно записать

Кпр. совм — f (#, ^Лэф» ^пр’ ^р.» ^р, ^*р> ^Кп» ^Рпл* ^)* (XV.3) где п— число объединяемых пластов; ЛЭф— эффективная мощность; &Пр — проницаемость; ц— вязкость нефти; р — плотность нефти; йр— коэффициент расчлененности; Ли— коэффициент песчанистости; рпл— пластовое давление; L — расстояние между объединяемыми пластами.

Вычислив Кпр. совм, можно определить возможное снижение добычи нефти при различных вариантах объединения нескольких пластов в эксплуатационные объекты. Оценив экономическую эффективность каждого из рассмотренных вариантов, можно принять решение о наиболее оптимальном варианте объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты в разрезе многопластовых нефтяных месторождений.

Отношения значений геолого-промысловых признаковв скважинах как характеристика степени различия пластов

Величины Кпр 1. Кпр. совм, Кпр. сумм (Ху.2, XV.3) на период окончания разведки и составления технологической схемы разработки трудно определить из-за отсутствия комплекса исследовательских работ в полном объеме, небольшого числа разведочных скважин. Исходя из этого наиболее надежным при решении вопроса об объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект представляется следующий путь.

Найдем зависимость, величины коэффициента продуктивности Кпр. совм от степени различия свойств объединяемых пластов не для эксплуатационного объекта в целом, а для отдельной скважины. В качестве количественной характеристики' степени различия двух пластов по тому или иному признаку в одной скважине введем величину

(XV.4) xai

где Хи, x2j — значения геолого-промысловых признаков первого и второго множеств соседних (первого и второго) продуктивных пластов в одной скважине 1=1, .... N (N — число, разведочных скважин). 4ej)e3 X можно оценить степень и характер взаимовлияния пластов при их совместной эксплуатации. Величину Кпр. совм коэффициента продуктивности для отдельной скважины, эксплуатирующей два" пласта, можно представить в виде функции

Кпр. СОВМ ™ f (^ О»(XV,5

или■.:

Кпр. СОВМ = /(^Лэф’ ^пр» • • " • Ц*(XV.6)

Задача определения целесообразности Объединения в эксплуатационный объект нескольких (больше двух) пластов усложняется. Для ее решения необходимо выбрать, вектор отношений геолого-промысловых параметров сравниваемых, пластов. Зададимся, например, условием, что на месторождении имеется четыре продуктивных пласта, которые предполагается объединить в один эксплуатационный объект. В каждой из N скважин определена Проницаемость knph> U=l,...., 4, t=l, 2, ..., N (/ — индекс пласта). Для случая, когда на месторождении имеется два продуктивных пласта, существует лишь одно отношение их проницаемостей Х=АцР1/£Пр2, т. е. задача решается довольно просто. Когда на месторождении число пластов больше - двух, одного отношения параметров X будет недостаточно. Для четырёх пластов требуется вычислить матрицу

Ml ^12^13^14

Хз1 Х2» Х2з Х24.

L = ' „,,,(XV.7)

X3I Хз2 Х33 Хдд

Х41 Х4а Х43 Х44

Матрица L состоит из 16 элементов, для практических расчетов это неудобно. Необходимо упростить вычисления.

Вместо матрицы L запишем вектор Z=||Xn, Xi2, Xi3, Xull- Математически легко доказать, что любой элемент Х^ матрицы L находится как отношение соответствующих элементов вектора I. Так, например

%23 = ^м^npi . ^npi ■ ^прг

Х12^прз ^Пр2 ^прз'

Следовательно, для всех практических расчетов можно заменить матрицу L на.вектор Z=||Xn, Xi2, Xi3, ХнЦ или на Z=||Xi2, Xi3, Xull, так как Хц = 1. Как видно из изложенного, для четырех продуктивных пластов будем иметь четырехмерную регрессию 1р=ф(Х12, Х13, Хн), для трех — трехмерную ф = =ф(Х]2, Х13), для двух — парную 1ф=ф(Х12)- Тогда в соответствии с (ХУЛ) величина коэффициента продуктивности Кпр. совм при трехмерной регрессии будет иметь вид_

КПр‘ совм =W.(ху.8)

при четырехмерной регрессии

АКпр. совм —/(W^; W._(xv.9)

Реализация поставленной задачи на ЭВМ затруднений не вызывает. Для оценки информативности величины X и влияния ее на результаты совместной эксплуатации продуктивных пластов (многопластовых эксплуатационных объектов) построены карты отношений геолого-промысловых параметров: гидропроводности Х8, проницаемости Хйпр, эффективной мощности ХйЭф по смежным продуктивным пластам Усть-Балыкского, Западно- Сургутского, Правдинского, Самотлорского месторождений. Сравнительный анализ этих карт с картамй разработки по этим месторождениям показал, что результаты совместной эксплуатации пластов тесно связаны с величиной X.:

, Используя информативные качества величины Хи можно определить величину коэффициента Продуктивности Кпр. совм при эксплуатации двух или нескольких продуктивных Пластов.. Для этого необходимо знать значения коэффициентов продуктивности Кпр < той же скважины при условии, если бы объединенные пласты эксплуатировались бы отдельно. Поскольку гидродинамические исследования с целью прямого определения Кпр, проводятся в объемах, недостаточных для решения данной, задачи, она может быть решена косвенно, т. е. путем изучения корреляционной связи между Кпр : и какими-либо геологическими или геофизическими параметрами. Полученные уравнения регрессии были использованы для вычисления величины Кпр i для пластов, эксплуатируемых совместно одной скважиной, что позволило определить величины: Кпр. совм по всем скважинам, эксплуатирующим совместно два или три пласта.

Далее следует установить конкретный вид зависимости типа (XV.6), (XV.8), (XV-9). Эта задача также решается на основе корреляционно-регрессионного анализа. Анализ зависимостей величины Кпр. совм от X, для ряда геолого-промысловых параметров показал, что такая зависимость сущест7 вует, коэффициенты корреляции колеблются от 0,7 до 0,86.

.. Найдя аналитическое выражение функций (XV.6), (XV.8), (XV.9) по разрабатываемым месторождениям, можно предполагать, что они будут действительны и для месторождений, подготовляемых к вводу в разработку. Однако для таких месторождений задача должна решаться обратным путем, поскольку в разведочных скважинах, как правило, имеется большое количество информации о свойствах (в том числе и о Кпр i) отдельных пластов. В то же время практически отсутствует информация о характеристиках скважин, эксплуатирующих несколько пластов совместно. Поэтому возникает необходимость оценки величин Кпр. совм в скважинах на таких Месторождениях. Эта задача решается путем установления многомерных зависи-. мостей типа (XV.6), (XV.8), (XV.9) для пластов и месторождений, харак-' теризующихся наиболее сходными геологическими условиями. Проведенные

исследования на ряде разведанных месторождений показали, что и такая задача имеет решение, хотя теснота корреляционных зависимостей в некоторых случаях несколько снижается.

Получив зависимости типа (XV.6), (XV.8), (XV.9) для разрабатываемых и вводимых в разработку месторождений, можно оценить техникоэкономические показатели разработки многопластового нефтяного месторождения при рассмотрении различных вариантов объединения нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Для этой цели пригодна любая достаточно универсальная методика проектирования разработки, например ВНИИ-2. Однако для простоты изложения практические примеры даны применительно к методике ТатНИПИ-ВНИИ, которая основана на информации о коэффициентах продуктивности скважин при раздельной и совместной эксплуатации пластов..-

При этих расчетах следует иметь в виду, что коэффициенты продуктивности скважин с увеличением длительности разработки снижаются. Оценив народнохозяйственную эффективность каждого из рассмотренных вариантов разработки многопластового нефтяного месторождения, можно предложить ограниченное число вариантов, близкое к оптимальному. Окончательное решение принимается по результатам ^оценки выбранных вариантов при составлении технологической схемы разработки. -;

Характеристика распределения . отношений . геолого-промысловых признаков ■.

Из теории разработки известно, что между коэффицеинтом продуктивности и основными геолого-промысловыми параметрами существует линейная связь. В связи с недостатком количественной информации о проницаемости по керну при выводе • зависимости коэффициента продуктивности от основных геолого-промысловых параметров можно заменить проницаемость соответствующими геофизическими характеристиками, от которых она зависит. Выше была показана возможность получить зависимость коэффициента продуктивности совместно, работающих пластов от отношений геолого-промысловых параметров. Установив совместный закон распределения этих отношений (или, другими словами, закон распределения снижения продуктивности), можно на основе информации, получаемой на этапе разведки, опреде?

N = ni I i=i / (где V —проектное число добывающих скважин) в зависимости от выбираемых соотношений признаков. . Из сказанного очевидна важность изучения законов распределения отношений X геолого-промысловых параметров. При этом получаемые значения X, тех или Иных ■ признаков рассматриваются как случайная выборка из генеральной совокупности Как известно из математической статистики, наиболее изучено нормальное распределение. С целью трансформации асимметрического распределения Xi в. нормальное проведем преобразование <р(Х<). Для практических расчетов удобно пользоваться преобразованием'-- '’

-<p(Xa = ln(M = az«(XV.10)

Тогда.

+„

Ф(а) ₽ J- оа Г е 2 а da,(XV.1I)

'.)<2л J

где а — среднее значение; сга — среднее квадратическое отклонение, вычисленное по формуле•' -

оа = _Jу («, - а)2 .(XV.12)

^ — 1•

Функцию плотности распределения можно выразить следующим образом:

/(а)™^ — —^оа4ехр — (а — «)2/2о^ . (XV. 13)

Для проверки гипотез о распределении использовался критерий согласия Пирсона. Проверка гипотез о распределении осуществлялась в условиях следующих теоретических законов: нормального, логнормального, радикалонормального и кубического радикало-нормального. Результаты обработки позволили в качестве теоретической модели распределения X отношений принять логнормальную..4

Поскольку логарифмы отношений имеют нормальное распределение, то и совместное распределение п логарифмов отношений X (при условии их независимости), будет н-мерным нормальным. С совместным распределением п логарифмов отношений X геолого-промысловых признаков мы сталкиваемся в том случае, когда в разработку вводится не два, а несколько продуктивных пластов л. Значения а выбираются по формуле

min (/)*// .

at=ln/,(XV.14)

nmax (jVy

где i=l, ..., V; j = l, ..., л.

Если сравнения ведутся не по одному геологО-промысловому признаку первого или второго множества, а ио нескольким (мощность, пористость, проницаемость, гидропроводность и др.), т. е. 1=1, .... к, тогда каждой скважине соответствует набор значений а^Ч а(2), ..., -а^, например ал, а^п« а*пр> “в и т. д.

Для случая л пластов вместо пределов интегрирования а0, ai введем векторы а0 и ai. Тогда соответственно получим следующее выражение:

<.“^f

_(XV.15)

“1 = || “»’• “^, ..“в* || •

Функцию плотности распределения. f(a/S), соответствующую функции плотности в двумерном случае (для двух пластов) /(a) можно записать следующим образом:

f (а, 2) = (2лГл/2|21 2 ехр [ — у (а — а)2 2-” («г- а)] *

(XI.16) а = || aft, а6п, . . . ,а8||;

а = || ah> ®АП» * * V а8||»

где 2 = ||соу<а,||—ковариционная матрица; л— число продуктивных пластов. В результате получим

K„.«»». = f[”(X. X, <£)],(XV.17)

где N— общее число добывающих скважйн; X — отношение геолого-промысловых признаков; X—средняя величина отношений геолого-промысловых признаков; ох — дисперсия отношений геолого-промысловых параметров. Установив вид закона распределения отношений геолого-промысловых признаков, можно, используя информацию по разведочным скважинам, оценить величины коэффициента продуктивности по всем проектным добывающим скважинам для того илй иного варианта разработки месторождения.

Учет влияния степени различия между пластамина результаты их совместной эксплуатации

Определение коэффициента продуктивности по косвенным данным

Применяемая в настоящее время методика промысловых исследований скважин, эксплуатирующих несколько пластов, обычно позволяет рассчитать лишь величину ЛпР. совм- Величины же Кп р t каждого из пластов при условии их самостоятельной эксплуатации обычно не определяют. Следовательно, необходимо найти способ вычисления ЛпР < для скважин, по которым известны Кпр. совм- Исследования, проведенные по ряду месторождений Западной Сибири, показали, что Лпр < могут быть найдены по косвенным дан-4 ным с помощью многомерного регрессионного анализа.

При оценке коэффициента продуктивности по косвенным данным необходимо подобрать такие признаки, от которых эта величина будет зависеть наиболее сильно. В первую группу признаков были объединены такие теолого-физические параметры, которые характеризуют условия движения нефти по пласту: эффективная мощность А8ф, проницаемость fenp, вязкость нефти р, а также параметры, которые характеризуют неоднородность пласта,— коэффициент расчлененности Ар и коэффициент песчанистости Лц.

Во вторую группу были включены следующие геофизические параметры: ' 1) кажущиеся удельные сопротивления, зарегистрированные зондами длиной 0,45; 1,05; 2,25; 4,25 м; po,«; Pi,os; р2,25", P4,2s; 2) относительная амплитуда потенциалов самопроизвольной, поляризации асп; 3) сопротивление глинистого раствора рр.

P2.25, асп; р4,2босп; -^^ “сп; —— «спР2.2б.Р4-25P2.25, асп; р4,2босп; -^^ “сп; —— «спР2.2б.Р4-25В эту группу включены й комплексные геофизические параметры: .

P2.25, асп; р4,2босп; -^^ “сп; —— «сп

Р2.2б.Р4-25

P2.25, асп; р4,2босп; -^^ “сп; —— «сп

Р2.2б.Р4-25

rxiZO. r».zo

Комплексные параметры при оценке коэффициента продуктивности бо* лее информативны, чем остальные геофизические признаки. Поэтому при расчете уравнений регрессии учитываются следующие, наиболее информативные признаки: Леф, йр, р4,2&» pi^acn. -^-«сп. ^- «СП.

"Р 02.26 04,25

Однако полученные уравнения линейной регрессии для оценки коэффициента продуктивности по этим признакам характеризуются низкими коэффициентами множественной корреляции (R=0,5—0,58).

Как известно, коэффициент множественной корреляции „оценивает тесноту линейной связи между частными- значениями оцениваемого признака (зависимой переменной). Через множественный коэффициент корреляции вычисляется и средняя квадратическая .Погрешность о оценки значения зависимой переменной при фиксированных значениях независимых переменных:

(XV. 18)(XV. 18)/" W/" Wгде оу=где оу=• V ^у^у^• V ^у^у^О = оу /1 — R»,

(XV. 18)

(XV. 18)

/" W

/" W

где оу=

где оу=

• V ^у^у^

• V ^у^у^

^— 1^— 1оценка среднего квадратического откло-

^— 1

^— 1

нения зависимой переменной у.-

Чем ближе значение R к единице, тем меньше разброс эмпирических точек относительно плоскости регрессии.

Оценка коэффициента множественной корреляции по эмпирическим данным _ случайная величина, значение которой определяется составом выборки и числом наблюдений N в выборке. В силу случайности выборки можно получить ненулевые значения R, в то время как истинное значение его (вычисленное для генеральной совокупности) равно нулю. Для проверки гипо-

N-P <FW1 — R» р—1N—P *N-P <FW1 — R» р—1N—P *(XV. 19)(XV. 19)тезы Но, которая состоит в предположении, что R = 0, используется критерий Фишера. Считается, что эмпирические данные не противоречат гипотезе Но, если

N-P <FW

1 — R» р—1N—P *

N-P <FW

1 — R» р—1N—P *

(XV. 19)

(XV. 19)

здесь R— коэффициент множественной корреляции; N— число наблюдений; Р— число переменных, вошедших в уравнение; FpLi, n—p ~ критическая точка распределения Фишера для Р— 1 и N—P степеней свободы и выбранного уровня значимости а (обычно а=0,05).

Если неравенство (XV.19) не выполняется, то принимают, что /^^О, и говорят, что значение R статистически значимо. Например, коэффициент корреляции, полученный для пласта БСв Правдинского месторождения (/? = 0,5, У=51),— статистически незначим. Действительно,

R^1 — R^R^1 — R^N-P0,25 43™.05)

R^

1 — R^

R^

1 — R^

Р-1о,75 7 — 2’^3 < «лз ’

так как F^0^ = 2,20. ‘

Поскольку оценка коэффициента продуктивности через геолого-промысловые и геофизические признаки по линейным . уравнениям множественной регрессии приводит к низким коэффициентам множественной корреляции, вплоть до статистически незначимых, возникает необходимость использовать нелинейные уравнения.

На практике обычно поступают следующим образом. Наряду с исходным набором признаков хь х2,- ..., хР рассматриваются функции <р1(х<), Ф!г(х,), ..., фт(х<), i=l, 2, ..., Р всех или нескольких признаков. Обычно это наиболее простые непрерывные функции

In (xf), (хг)а, y ^,*(Xi)«, y^ ina(xi) и др. (XV.20)

Затем рассматриваются различные комбинации некоторых признаков из этой новой системы и строятся линейные уравнения регрессии относительно - этих приведенных к нелинейному виду признаков, т. е. уравнение регрессии записывается в виде' р

. у (х„ х„. ..,*,)=£ ^aim (х,).(XV.21)

/=0i=l'

Это обычно или многочлен 2-й степени или линейная форма заранее задаваемого вида. С целью выбора вида линейной формы рассчитывают различные статистические характеристики исходных и преобразованных данных.

При выводе нелинейных уравнений регрессии по геолого-промысловым признакам строят линейные формы (XV.21) относительно самих признаков, а также относительно их нелинейных преобразований (XV. 18).

Уравнение строится с помощью пощаговой процедуры, использующей для отбора признаков частные коэффициенты корреляции. На первом шаге процедуры выбирается такой признак (или его функция), который лучше других объясняет дисперсию оцениваемого параметра (в нашем случае коэффициента продуктивности). Другими словами, отбирается признак, имеющий наибольший парный коэффициент корреляции с Кпр, и вычисляется доля дисперсии, которая не объясняется выбранным признаком (остаточная дисперсия). На втором шаге процедуры в уравнение регрессии включается признак (или его функция), который объясняет остаточную дисперсию лучше, чем другие признаки, т. е. выбивается признак, который имеет наибольший "частный коэффициент корреляции с КпР при исключении влияния первого выбраннрго признака. Далее признаки отбираются по следующему индуктивному правилу. Пусть отобрано t признаков. На /+1-м шаге выбирается такой признак (или его функция), который имеет

К

а

Месторождение

Пласт

S 1 is

Уравнение регрессии

1 0?

‘Я Э

а- о С

1

Усть-Балыкское

BQ

47

КП» = 3,105-^аспКп + 0,627р42^

г4,25

- О.ОЗЗЙг^ ^п - 0,037 (-^у - 0,08741.^+3,875

0,76

1,74

2

БС,

47

К„р = °.546 -^'»сЛ+1’238₽<,яКл +

+ 0^156»,^,^-0.016$(^-

- 0.0515Р,.,, -^*- 1,925 (-^сп) -0.911р2^«спКп +

"РX Ре,25/

+ 0,00327 (р2 25асп)= +3,813

0,81

1,63

3

Усть-Балыкское,' Западно-Сургутское

БС!

79

*» - 0,016 ( иТ “СПУ +- 1.381 W К„ -

- 0,009^р-0,014р426-^ + 0,66 М^_ — 0,09 ~^Ф 0,284р4 25 — 2,621^ + 6,512

0,74

1,52

4

Усть-Балыкское, За-

БСа

75

«■„„ = 0,0205 (^-астУ+ 1,461/.эф-0,0388^ф-

х Р4,25/

0,73

1,58

374

Таблица 37

Характеристика статистических связей коэффициента продуктивности с геолого-промысловыми и геофизическими признаками при раздельной эксплуатации нефтяных месторождений Сургутского свода

падно-Сургутское, Быстра некое, Федоровское

5

То же

BQ

80

CO сл

6

Западно-Сургутское

БС10

42

7

Западно-Сургутское

БС10

43

8

Западно-Сургутское, Мамонтовское, Федоровское

БСю

, 64

_ 0,0034 ^J — 0,2456рЙэф + 1,467ЛР —

- 0,0408ft -^ асп + 1,829 In Кп -Ф Рг,25

-0,44^-а /<-1Д1

М4.25

0,770,771,481,48Кяр - 0,102 (^t «спу + 8,925 In * +X Р4,25/

0,77

0,77

1,48

1,48

0,001р2 2б — 0,118^ 4- 0,164^ — 7,393 -р

2

2,285^— 0,034 (-^ асп) _ 3,894йр 4- 3,757

0,710,711,871,87^пр = 0»00783р2,25асп *~ °’2®7 (Рг,25асп)2 + ’773Р2,25аСП +

0,71

0,71

1,87

1,87

0,0453Лэф - О.ОЗббЛэфР^асп - 0,148Аэф&р 4- 1^39Ар - _ 0,523 -^^ асп — 1,701 ^Р2,25аСп + 10’756

Р2.2Б

0,780,780,980,98Кд,- -0,198^5^ +0.036/^, - 0,024р^-^-- 0.103(^6,) + 0,516 (In Ptey + 0,051 (-^- аспY +4- 0,066Йр4~ 0,001 (рз,25асп) -—3’^®^эфр2,25асп *Ь 0,315

0,78

0,78

0,98

0,98

0,830,830,980,98К„р= 1,855^р4,м -0,0004(р„басп)^ ХРг.25 /

0,83

0,83

0,98

0,98

5,593 In hp — 10,289 ул^ 4- 0,406 У^— 4,892/С^ 4-

К S

Я

р.

Месторождение

Пласт

« в

М

п

Уравнение регрессии

0?

f 1

о

Е

9

Западно-Сургутскоё, Федоровское, Холмогорское, Мамонтовское

ВО,

58

«„р = 3,381 V р2 Масп + 1,255 In Лэф - 0,007^ -

0,77

1,22

- °’71 1/- 3,177 V ^“сп - 0,0005р= ж +

V’Р4.25

10

Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Быстрин- ское

БО-з

46

+ 1,659 In (-^- асгЛ - 1,146 In р4>25 - 1,062К2 + 0,221 X Р2,25)

К,» = 0,399 ]/р^ + 0,767 S* + 1,59 (S»L acnY_ 2ЯрX Р2,2б/

_ 1,481 (S&- о^ - 0,776 In р4л5 - 0,572 In А -

X Р4.25/*

0,81

2,2

И

Усть-Балыкское

БСа-8,

- 44,228 In f-^2L 0^.4- 132,69 1 / -^. асп +

X Р4^б/У Р4,25

+Д356р2 26асп-130,765 «пр = 0,031A^2.Macn - 6,003 (-^.у +

0,82

2,17

бс4

+ 0,416 Sa ^ _ 0,3966^4, + 3,606Ар+0,092л2ф_

Р2.25

- 4,672 1 / S^a(;n -1,054ft - 0,034р4,!5 + 7,239 У Р4.26

12

Правдинское

БО/

47

«пр = 14.355№п- 6,3246= - 0,068(Se,« Y + 1,803ft +

X Р4.25/

0,67

1,0

376

Продолжение табл. 37

0,77 2,270,77 2,27

0,77 2,27

0,77 2,27

БСб

13:

Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Быстрине-

БСз-з, бс4

57

кс>е , 1

+ 64,906^-^-y- 0,004^ + 81,41inKn-— 336,63 у^ + 0,004р4 2б + 323,06

«пр = - 8-2041пр4>25 - 0,193- °-002Р4.25 +

+ 17,28 7рм6 ,+ 68,785Inйр — 39,328j/^ +

+ 0.375 ("^«спУ ~ 5°.Ю1 In *эф +X Р2.25/

15

Правдинское, лыкское

Усть-Ба-

ринское, ЗападнотСургут- ское, Федоровское^^ ‘

1 Усть-Балыкско^За^^11 но-Сургутскоё, Быстринс-

БСа-,3

кое

Усть-Балыкское, Прав-

бс4,

динское; Западно-Сургутское, Федоровское, Холмо

БС6,

БСв,

горское, Мамонтовское, Те-

БСц)

БС1

Усть-Балыкское, Быст-

пловское

55

155

^Р = - 3.1 (*„)*-0,076 (К,)*-0,661-₽И1 achK„-

Р4.25

- 1,962 In ^п + 0,059Лэфйр + 0,261^2 + 0,0007 (~~) — ^014/^- 0,006/^^^■

«пр = 1,8 InКп-0,381 асп 4-. 0,44 1 /^асп +

Ра.25V Р4.26

__+ 0,0136= + 6,321 In »р + 3,995 In (р2.жасп) - 5,276 X

~V Р2»“сп + °.00031(р2.25“сп)2 - 13-991 ^fe^ + wn

0,71

0,70

0,94

1,28

Т а б л и ц a 38

Характеристика статистических связей коэффициента продуктивности с геолого-промысловыми и геофизическими признаками при раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений

Нижневартовского свода

:« Я 4)

Месторождение

Пласт

"я Я

° 2 н

Уравнение регрессии

О?

о я

о

С

со

1

Советское, Самотлорское- Ватинское, Северо-Покур- ское, Покачевское

ABi

40

*-р = 15.722 (^- «Л8- 85,614 ^ «сп + X Ра.25/Ра,25

4.7,616 Inасп) + 2,751 -^- -

X Р4»2БVАр

0,77

3,49

S

-

- 17,512 у^ - 0,087 рЙ-Y + 84,649 1 / -^aqn-у х Ар /у ра-86

4-0,023^ —0,322 Г-^-аспУ —5,466 X Р4.26/

2

Ватинское, Самотлорское, Аганское, Северо-По- курское, Покачевское

бв8

36

^р = 7.348 1/^®асп_ 32,635-ЙА а гР4.25Р4.25

-0,375acnY + 0,011 (-^t-Y + 7,7601п»/<п +

' X Р4,36. /X Ар /

+ 0,631^+5.148-^-аспК„-0^24 (-^-)*+ Ре,»х Ар /

0,85

6,74

+ 5,958 fJ^SL acnY + 24,857 XPi,»/

3,Покачевское, Самотлор-АВ3,34скоеАВ2-з, АВ^_63,Покачевское, Самотлор-АВ3,34скоеАВ2-з, АВ^_6К„, = 1,281^ + 0,343 (M-Y - 4,706-^*- +

3,

Покачевское, Самотлор-

АВ3,

34

ское

АВ2-з, АВ^_6

3,

Покачевское, Самотлор-

АВ3,

34

ское

АВ2-з, АВ^_6

+ 19>"$ to (Р2,25асп>- ^б^^Рз-Ап +

+ 35,274In -^5-агп + 1,339(Ь^а Y_

Р4.25 СПV Р4«25 С /

379

Советское, Самотлорское, Ватинское, Северо- Покурское, Покачевское

Покачевское, Самотлорское

-131,6 "I/ -^асп - 7,498^4-156,15 •р4,26

К„р = 0,204»^ - 23,86»^ + 38,589 /»“ + 5,287 4*

Ар

- 198,42 In h^ - 5,532КП + 470,84 yh^ -

0,93 3,29

5Советское, СамотлорсАВХ197кое, Ватинское, Северо-по- курское, ПокачевскоеСамотлорское, ПокачевсАВХ,кое, Северо-ПокурскоеВарьеганское, ВатинсАВЯАВа—з,кое, Самотлорское, Аган-ав4_6,скоеБВв,бв8Аганскоебв8, бв95Советское, СамотлорсАВХ197кое, Ватинское, Северо-по- курское, ПокачевскоеСамотлорское, ПокачевсАВХ,кое, Северо-ПокурскоеВарьеганское, ВатинсАВЯАВа—з,кое, Самотлорское, Аган-ав4_6,скоеБВв,бв8Аганскоебв8, бв9

5

Советское, Самотлорс

АВХ

197

кое, Ватинское, Северо-по- курское, Покачевское

Самотлорское, Покачевс

АВХ,

кое, Северо-Покурское

Варьеганское, Ватинс

АВЯ

АВа—з,

кое, Самотлорское, Аган-

ав4_6,

ское

БВв,

бв8

Аганское

бв8, бв9

5

Советское, Самотлорс

АВХ

197

кое, Ватинское, Северо-по- курское, Покачевское

Самотлорское, Покачевс

АВХ,

кое, Северо-Покурское

Варьеганское, Ватинс

АВЯ

АВа—з,

кое, Самотлорское, Аган-

ав4_6,

ское

БВв,

бв8

Аганское

бв8, бв9

- 0,113 (_ 12,4 1 / -М 447,375\ Ар /г Апр

^пр = °.°14Лэф Р2,25аСП “ °.00002 (р2,25асп)3 ~

_2,59 -^-^сп^-0.^,»-^ +1.51 -54 +

P4.2S«рЯр

+ 0,232р„,/С„+ ОЛЗЗГ^- асп¥- X Рг.25/

_ 0,148 -^ асп/, + 0,015» +2,175

Рг.25

максимальный частный коэффициент корреляции с оцениваемым признаком, при исключении влияния первых t признаков. Другими словами, на /+1-м шаге отбирается такой признак, который наилучшим образом объясняет ту долю дисперсии оцениваемого признака, которую не могут объяснить первые / выбранные признаки.

Такой отбор признаков обеспечивает, рост множественного коэффициента корреляции R на каждом шаге процедуры. Как показывает опыт расчетов, ’ при оценке коэффициента продуктивности по геолого-промысловым и геофизическим признакам с использованием формулы (XV. 18) значения R испытывают значительный рост на первых пяти-шести шагах процедуры и после восьми-девяти шагов уже практически не изменяются. Например, при выводе уравнения для пласта BCi Усть-Балыкского месторождения значения R от шага к шагу менялись следующим образом: /?(=0,34; /?2=0,49; R3= =0,57; 2?4=0,65; £5=0,69; /?е=0,73; /?7=0,78; /?8=0,8; Z?g=0,82. Отсюда виднб, что уравнение, содержащее пять признаков (табл. 37, уравнение 1), может использоваться. для расчетов, так как добавление еще четырех признаков (табл. 37, уравнение 2) лишь на 0,05 изменяет коэффициент множественной корреляции; оно более громоздкое, чем уравнение 1. Коэффициенты корреляции /?5 и Rg статистически значимы, однако для более точных расчетов следует использоватй уравнение 2.

Исходя из того, что практически во всех расчетах уравнений значения росли на восьМи-девяти шагах, в табл. 37, 38 приведены уравнения, содержащие девять признаков; признаки в уравнениях записаны в том порядке, в каком они отбирались в процессе расчетов, т. е. на первом месте стоит наиболее информативный признак, на втором — второй по Информативности и т. д.• '. .

Исследованиями установлено, что уравнения регрессии для оценки коэф- . фициента продуктивности достаточно универсальны. Так, например, для одного и того же пласта1 разных месторождений в пределах одного свода пригодны уравнения 3—10 (см. табл. 37) и уравнения 1—2 (табл. 38). Коэффициенты корреляции этих уравнений характеризуются значениями от 0,73 до 0,85.', - .

В том случае, когда в одной совокупности рассматривались различные, но достаточно близкие по своим геолого-промысловым характеристикам продуктивные пласты одного или нескольких месторождений, были получены уравнения с высокими, коэффициентами, „множественной- корреляции . (см. табл. 37, уравнения 11—14; табл. 38, уравнения 3—4). Если в одну выборку объединялась информация по всем пластам нескольких месторождений в пределах одногосвода, то-при этом также получались высокие коэффициенты множественной корреляции (см. табл. 37, уравнение 15, табл. 38, уравнение 5).

Более того, даже когда в одну выборку объединялась информация по пластам нефтяных залежей месторождений Западной Сибири и сходных ‘ с ними залежей других нефтедобывающих районов страны, были получены уравнения со статистически значимыми коэффициентами множественной корреляции (табл. 39). Коэффициенты корреляции колеблются от 0,78 до-0,96.

Анализ полученных уравнений регрессии позволяет сделать вывод о возможности их практического применения' для нефтяных месторождений не только Западной Сибири, но и других нефтедобывающих районов страны.-'

Таким образом, изучение зависимости коэффициента продуктивности скважины, эксплуатирующей один пласт, от его геолого-промысловых и геофизических характеристик показывает, что величины Кир г в скважинах, эксплуатирующих несколько пластов совместно, могут быть определены по соответствующим. параметрам этих пластов. Причем зависимости, которые могут быть использованы для этих целей, устанавливаются и по отдельным, пластам, и по группам залежей, характеризующихся сходными геологическими условиями, что открывает возможности решения задачи определения Кпр г по косвенным данным для месторождений, подготавливаемых к вводу в разработку.

Таблица 39

Характеристика статистических связей коэффициента продуктивности с геолого-промысловыми и геофизическими признаками для различных [групп нефтяных залежей при раздельной их эксплуатации

- Группа залежей

Число наблюдений

Уравнение регрессии

R

Погрешность

I

57

К„р = 0,014 (^ acnY + 1.227Л - 0.094Л»р - 0,024^, - 1,180 -^ +

X Р».25/ЙР

+ 0,042р4а6 -^ - °’ ^О^з.зв + 1 ■°33 ^Р<Лп ■ + °’005 ("гЦ + '-325 ярX кр /

0,78

1,78

II

110

Кпр-ОДЮр^^ 2,517Кп-0,041 r_^LV+0,647Г-^Y-0,035р4 М A*L -

1\ Кр /X «п /Кр

0,35

, 1,59

-2,174 М-18,270^р1.26 -0,004(рм6асп)2 + Н,368|/р<д6 4-9,053

III

i

119

К„р - 0,094^ - 0,181 -^- “спЧ -1.61^ - 0-003₽4.25 -^ - 0,002^ +

+ 10,576 ^Р^сп -0,629рклаоп + 0.621»1> + 0,(!02(рЬл,асп)2-7,934

0,79

3,73

IV

33

^Р = О.О21Л1ф-О,О78Л^р + 0,00зГ-^У + 2,706 ^- аспКп - X Кр /Р»,25

. . -0,268 ^i- aeilA- - 4,976^ + 0,722йэф - 0,012р4 М -^*- + 0,152*р + 2,820 Р4,25«р

0,96

3,84

Таблица 40

Характеристика статистических связей коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации нескольких пластов с отношениями геолого-промысловых и геофизических признаков по нефтяным месторождениям Сургутского и Нижневартовского сводов (линейная регрессия)

К

X

Месторождение

Пласт

Уравнение регрессии

д а

св

2£

*

о

К

1

Западно-Сургутское

Для двух совместно разрабатываемых пластов

BQ + БС10

18

Кпр. сонм = 4,277Др + 2,257Хйобщ- 88,39,

2

Правдинское

BCs+BQ,

ю

*ПР. «>. = - 3,06вМГ„- ЬОЗ№ ^а-Осп + 6,534

Ралб

3

Западно-Сургутское

БС1 + БС10

18

Кир. сонм = 1,852Др + 7,7871Аобщ - 4,469 ^ + ,

1

. +2,795ХК — 2,385ХА —34,172

4

»

»

18

Лпр. совм = 3,118Др— 55,219

5

»

BQ+БСм

33

Кпр. совм = 1,48 Х^ -f- 3,14Х^ 4- 1,26Ха^л —

. -О.бЗЗХр,^ ч-3,293X6”^+1,32

6

Западно-Сургутское,

БС^ БС2,з

27

Кпр. СОВМ - 1,776Ха - 1,588Хр+ 4,233ХА +

Усть-Балыкское

- СП2,25Эф

+ 3,366Х„ + 1,409Хр— 2,358Ха+

ГКпР1.0бЛобш 1

7

-р О,374Хрб 2б — 0,451Хк +1,358

7

Западно-Сургутское

БСх + БС10

48

Кпр. совм = - 7,6251п« (Др) + 3,555Др + 0.338Х+

Правдинское

БС6 + БСв

Усть-Балыкское

БС1 + БСз,3

Р2-25

Западно-Сургутское

БС1 + БС2,з

+ 1,746ХКп-0.023L + 1,951ХА - 0,077Ара ^п +

+ 1,2361л (Др)— 0,27бХАэф + 0,971

382

0,60

4,8

0,88

0,78

0,78

4,15

0,52

0,49

4,94

3,60

0,74

1,90

0,74

1,97

8 ’

Усть-Балыкское, Западно-Сургутское

БСг+ ++V BQ + + БСз,з + + БСю

27

К„р. совы - 2.5964^’ + 0,096Х<^® + 0,546Х"'3> + 0,174L<‘'2)+ + 17,198Х£2> — 2,922Х£3> + 7,548а^' + 2,153Х<2'3’ + ПР^4.26

+ 5,536Х^3) — 28,428

0,94

2,18

9

Усть-Балыкское

BQ + + БСа.3 + + бс4 BQ + + БСал + + БСю

28

^пр. совм = З.ббЗХ^ + 59,919 In Ap<L3> - 112,64 V Др^ +

0,92

2,42

Западно-Сургутское

+ le.SOS^-S.lOS^1*2) + 2,252X(1’3>+

Vcn^J!b««cn

. '•P2»25

+ 0,46X<2’3>+ 2,88X(1’2)— 0,982£<r-3) + 78,212

^ cn-^-«cn

p4,25

10

Западно-Сургутское

БС^ Ч-БС^* + БСю*

K„p.=o™= 1.116X^) + 2O,sax^+uixM .ЭФ”+^«cn

P4.25

- l,521X^2)m +6,313X°’2>+0,686X(2’3>+

P2.25acn^Pb06p1i05

P2.25P2,26

0,94

2,13

+ 2,7 In2 (Др)(1>2) + Г,048Х^2,3^ „ + 3,425XL1,?) - 24,47 Р2.25“СП

11

То же

То жз

«■i4..cob,-3.697X^+ 183,82 In Ap*1-31-410,03 ]/др(1.з> +

0,94

2,07

+ 16,149X<*'2) + ЗДОЗХ^1’2’ „ + 1,924X(1-3)+

P2,25

+ 4,702£(*'3) — 0,456Ap(2,3) + 3,722X(L2)+ 325,585

. pi.p5 acn P4.25

383

Для трех совместно разрабатываемых пластов

Учет влияния степени различия между пластами на величинукоэффициента продуктивности при совместной их эксплуатации

Для получения соответствующих уравнений регрессии использовались - отношения X тех же геолого-промысловых и геофизических признаков, что и при оценке Кпр i- Кроме того, учитывались общая мощность пластов ^Лобщ» расстояние между пластами L и разница Ьр пластовых давлений сравниваемых пластов.'

Вначале строились уравнения регрессии для отдельных пар пластов по одному или нескольким месторождениям (табл. 40, уравнения 1,2). Затем в одну выборку объединялась информация по различным парам совместно работающих пластов нескольких месторождений (табл. 40, уравнения 3—6). Анализ этих уравнений показал, что нет необходимости в сборе многочисленной информации по отдельным парам совместно эксплуатируемых пластов, так как получаются уравнения регрессии с небольшим числом коэффициентов для нескольких различных пар пластов нескольких месторождений.

Дальнейший анализ полученных материалов показал, что при определении Кпр. совм по отношения^ X геолого-геофизических признаков хорошие результаты дают линейные уравнения регрессии. Кроме того, выяснилось, что в этом случае нет необходимости вводить комплексные параметры, так как их использование не приводит к увеличению коэффициента множественной корреляции, как это наблюдалось при раздельной эксплуатации пластов. К существенному увеличению тесноты связи не приводит и введение нелинейных функций. Для практических расчетов рекомендуется линейное уравнение 5 (см. табл. 40).

Для оценки Кпр. совм при совместной эксплуатации трех пластов использовались отношения li,2, Xia I2.3 геолоГо-промысловых хар'актеристик- первого *и второго, первого и третьего, второго и третьего пластов, соответствующие расстояния между пластами и разница пластовых давлений. Ана- - лиз полученных уравнений (см. табл. 40) показал, что для системы из трех совместно работающих пластов, линейным уравнениям регрессии сответст- вуют высокие коэффициенты множествейной корреляции (R=0,92—0,94).

Было доказано, что при оценке Кпр. совм для системы из трех пластов достаточно учитывать только отношения геолого-промысловых признаков первого и второго 10-2>, первого й третьего ХО-8) пластов. Отношения признаков второго и третьего 1<2-3) пластов менее информативны. Кроме того, при оценке величины. Кпр. совм выяснилось, что здесь также нет необходимости вводить отношения комплексных параметров.

Таким образом, полученные уравнения регрессии вполне могут .быть рекомендованы для практических расчетов величин Кпр t и Кпр. совм, которые затем используются в процессе технологических -расчетов.

Методика оценки среднего значения коэффициентапродуктивности при проектировании совместнойэксплуатации нескольких пластов

При расчете дебита на разрабатываемых нефтяных месторождениях коэффициенты продуктивности при раздельной и совместной эксплуатации пластов вычисляются как среднеарифметические; При проведении технологических расчетов на месторождениях, вводимых в разработку, такой возможности нет. Оценка среднего значения коэффициента продуктивности здесь производится следующим образом.,

Выше было отмечено, что, установив аналитическое выражение зависимости Кпр. совм =f(^i) и зная закон распределения Х<, можно найти число проектных добывающих скважин с заданным отношением X геолого-промысловых и геофизических признаков, а затем и величину коэффициента продуктивности Кпр. совм для данных отношений X отмеченных признаков. Тогда средняя величина Кпр. совм может быть вычислена как среднеарифме-

тическая иЭ отдельных его значений. Для определения АКпр t и А^пр необходимы следующие расчеты.

Определив функцию распределения Ф(а) (XVJ_1) и /(а/а, б£) (XV. 13) для двух продуктивных пластов с параметрами а, 6^, можно рассчитать величину

J f(a)d(a).(XV.22)

а»

Интеграл / не берется и находится численно. Для конкретных участков кривой распределения пределы интегрирования будут изменяться от а0 до аь от ai до а2, т. е. пределы интегрирования ао и «1 могут быть любыми.

/ = j'/(a).d (а)..

Следовательно, зная общее число проектных добывающих скважин, планируемых в соответствии с технологической схемой разработки по двум соседним пластам, можно рассчитать число скважин с заданными соотношениями геолого-промысловых признаков (М) путем вычисления интеграла при заданных пределах интегрирования a0, ai:

М — NI = N /f (a)d(a).(XV.23)

«о"

В том случае, когда проектируется для совместной эксплуатации более двух продуктивны^ пластов, функция распределения f(a) определяется выражением (XV.16). Тогда многомерный интеграл I можно вычислить следующим образом:

' l=V . . J(2n)-"2|S| 2 exp L^-(a — a)r S~n (a — a)j d (d).

(XV.24)

Тогда число проектных добывающих скважин (от - общего их числа) с заданными отношениями геолого-промысловых признаков можно определить следующим образом:

M = Nl = N ^ . . . ^ t №. ^ЧЦау.* (XV.25)

Таким образом, зная число проектных добывающих скважин с заданными отношениями геолого-промысловых признаков первого и второго множеств и зная зависимость Лсовм от К можно вычислить объем добычи нефти для каждой группы скважин с заданным %, т. е. получить зависимости

Л — / СПсовм)» Y = f (Л); ^ ~ f (Q) и т. д.

По описанному алгоритму составлена программа на ЭВМ ЕС-1020, реализующая вычисление n-кратных интегралов.

Пример количественной оценки целесообразности объединения пластов в один эксплуатационный объект

Обоснование целесообразности объединения пластов в один эксплуатационный объект продемонстрируем на примере одного из месторождений Тюменской области. В процессе проектирования разработки в один эксплуа-

Т а б л и ц а 41

Характеристика основных геолого-физических параметровпродуктивных пластов нефтяного месторождения, необходимыхдля гидродинамических расчетов

Параметры

' БС1

, БС2-3

бс4

Мощность, М

8,0

9,8

3,2

Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа-с

3,19

3,81 •

4,15

Вязкость закачиваемой воды, мПа-с

0,5

. 0,5

0,5

Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3

0,806

0,821