Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка и прогнозирование показателей структурной неоднородности терригенных коллекторов по данным промыслово-гидродинамических исследований

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оценка и прогнозирование показателей структурной неоднородности терригенных коллекторов по данным промыслово-гидродинамических исследований"

9 15-5/492

На правах рукописи

БУЛГАКОВ Сергей Александрович

/

/

ОЦЕНКА И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СТРУКТУРНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2015

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Самарский государственный технический университет»

Научный руководитель -кандидат технических наук, доцент

Ольховская Валерия Александровна

Официальные оппоненты:

Абызбаев Ибрагим Измаилович доктор технических наук, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений», профессор

Иктисанов Валерий Асхатович доктор технических наук, профессор, ООО «НТЦ Татнефть», главный научный сотрудник

Ведущая организация - ОАО «Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности «Ги-провостокнефть»

Защита состоится 30 сентября 2015 г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1163.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru

Автореферат разослан 27 июля 2015 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ И/ НИКОЛАЕВ

диссертационного совета ¡А' /у Александр Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Вместе с развитием нефтегазовой отрасли углубляются представления об особенностях функционирования взаимосвязанных, сложно организованных элементов управляемой системы «пласт-скважина». Этому способствует развитие и распространение различных методов исследования пластов: комплексов геофизических и гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Достоверность полученных результатов испытаний во многом зависит от методик обработки исходных данных и от того, насколько подобранная при интерпретации модель пласта адекватна реальной геолого-промысловой ситуации. Отсутствие качественных оценок типа коллектора и недостаточность исследований зачастую приводят к ошибкам в определениях продуктивности и проницаемости, что в свою очередь отрицательно влияет на выбор системы разработки и геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Рациональная разработка нефтяных месторождений в настоящее время неразрывно связана с построением трёхмерных гидродинамических моделей фильтрации жидкости в пласте. Получение математической модели, корректно описывающей тип фильтрации, невозможно без комплексного учёта геологических и промысловых данных, включая их обновление.

Важную роль играет совершенствование методик интерпретации данных ГДИС, развитие комплексного подхода к исследованию фильтрации и уточнение математического аппарата для оценки эффективности извлечения нефти из пласта. Всё вместе это позволит детализировать представления о разрабатываемых эксплуатационных объектах и создавать достоверные фильтрационные модели месторождений, что является актуальной задачей для развития нефтегазовой отрасли России.

Целью диссертационной работы является определение типа фильтрации и показателей структурной неоднородности терриген-ных песчаных коллекторов (на примере месторождений Самарской области).

Идея работы

Структурная неоднородность терригенных песчаных коллекторов может быть связана с трещиноватостью, которая оказывает влияние на распределение их свойств в пространстве и динамике,

диагностируется с помощью комплексной интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и промысловых данных, требует адекватного математического учёта, что в итоге должно способствовать совершенствованию процессов моделирования разработки и эксплуатации залежей нефти.

Задачи исследований:

1. Систематизировать современные представления о фильтрационных моделях пластов с двойным типом пустотного пространства, способах решения идентификационных задач теории нестационарной фильтрации в приложении к интерпретации данных ГДИС.

2. Выполнить концептуальное обоснование трещиноватости терригенных пластов-коллекторов верхнего девона ряда месторождений Самарской области.

3. Идентифицировать модель фильтрации жидкостей в терригенных пластах с помощью альтернативных экспресс-методов.

4. Выполнить анализ эффективной проницаемости в прис-кважинной зоне пласта при изменении водонасыщенности и пластового давления.

5. Изучить проблемы проектирования разработки залежей нефти в терригенных пластах верхнего девона и усовершенствовать метод оценки коэффициента извлечения нефти (КИН) с применением нелинейных алгоритмов оптимизации (алгоритма нейронной сети).

Методы исследований

В работе использованы компьютерные методы параметрической интерпретации данных гидродинамических исследований скважин и пространственно-распределённой информации о пластах, реализуемые в прикладных пакетах программ Saphir, Mat lab, Delphi, Eclipse; вероятностно-статистические методы систематизации и обработки промысловых данных; метод искусственных нейронных сетей.

Научная новизна работы:

1. По данным гидродинамических исследований и результатам эксплуатации скважин диагностировано наличие

развитой трещиноватости в терригенных песчаных коллекторах верхнего девона Самарской области и доказано их влияние на разработку.

2. На основе кибернетической модели нейросети (F. Rosenblatt, 1957 г.) создана трёхслойная модель нейронной сети, позволяющая с высокой точностью определять конечный коэффициент извлечения нефти по залежам верхнего терригенного девона.

3. Установлен и математически описан факт снижения эффективной проницаемости в прискважинных зонах коллекторов, связанный с изменением текущей водонасыщенности и абсолютной проницаемости ввиду падения пластового давления.

4. Обоснованы параметры для построения 3D гидродинамической модели терригенных пластов с резко дифференцированной проницаемостью и расчёта эффективности методов, направленных на увеличение степени выработки запасов после длительной эксплуатации нефтяных залежей.

Защищаемые научные положения:

1. Альтернативные способы интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и показателей их эксплуатации позволяют диагностировать феномен трещиноватости терригенных пластов и обосновывать параметры для построения адекватной гидродинамической модели.

2. Анализ параметров водонасыщенности и пластового давления, получаемых по промысловым данным, позволяет прогнозировать эффективную проницаемость в прискважинной зоне.

3. Модель трёхслойной нейронной сети позволяет более точно определять конечный коэффициент извлечения нефти для терригенных пластов с резко дифференцированной проницаемостью, реагирующей на изменения текущей водонасыщенности и пластового давления, чем существующие статистические модели.

4. Комплексный учёт распределений свойств терригенных пластов в пространстве и динамике позволит сформировать эффективную систему разработки залежей и выбрать методы, направлен-

ные на увеличение степени выработки запасов, с учётом продолжительности эксплуатации и степени истощения пласта.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими исследованиями, компьютерными расчётами с использованием современного программного обеспечения, анализом промысловой ситуации, контрольной переинтерпретацией данных ГДИС и воспроизводимостью полученных результатов, а также данными гидродинамического моделирования, выполненного с учётом рекомендаций автора и с его участием при составлении проектов разработки в ООО «СамараНИПИнефть».

Практическое значение работы:

1. Разработана и апробирована методика комплексного диагностирования характера фильтрации в пласте по промысловым данным и данным ГДИС.

2. Разработана и апробирована методика определения колебаний проницаемости с актуализацией данного показателя в гидродинамической модели.

3. Разработана и апробирована методика оценки коэффициента конечного нефтеизвлечения для пластов верхнего терригенного девона.

4. Материалы диссертационной работы использованы в промышленности для повышения качества проектов и эффективности разработки залежей нефти, а также в учебном процессе при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Разработка нефтяных месторождений», «Эксплуатация нефтяных скважин», «Подземная гидромеханика углеводородов» студентам, обучающимся по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 научно-практических конференциях, чтениях и семинарах, в т.ч. на XIII Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых (г. Томск, ТПУ, 2009); IV Международной специализированной выставке «Нефтедобыча.

Нефтепереработка. Химия» (г. Самара, ВЦ «Экспо-Волга», 2010); XXXVII Самарской областной студенческой научной конференции (г. Самара, СГАУ, 2011); VIII и IX Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (п. Агой, СамГТУ, 2011, 2012); IV региональной научно-технической конференции молодых специалистов (г. Самара, ООО «СамараНИПИнефть», 2013); Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче RO&G 14 (SPE, Москва, 2014).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России, и 1 монография в зарубежном издательстве.

Структура и объём диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 121 наименований, приложений на 21 страницах машинописного текста. Материал диссертации изложен на 184 страницах машинописного текста, включает 21 таблицу, 41 рисунок, 68 формул.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость.

В первой главе рассмотрены идентификационные задачи теории нестационарной фильтрации в приложении к интерпретации данных ГДИС, выполнен сравнительный анализ существующих моделей фильтрации жидкостей и их возможностей, связанных с диагностированием феномена трещиноватости терригенных песчаных коллекторов на этапах проведения испытаний скважин и проектирования разработки нефтяных месторождений.

При выполнении диссертационной работы автор изучил научные труды отечественных и зарубежных учёных, внесших значи-

тельный вклад в развитие теории и практики гидродинамических исследований скважин с учётом макронеоднородности пластов и свойств нефти, таких как: И.М. Аметов, Г.И. Баренблатт, К.С. Бузи-нов, С.Г. Вольпин, А.Т. Горбунов, Т.Д. Голфт-Рахт, Е.И. Даниэл, С.Н. Закиров, В.А. Иктисанов, И.М. Индрупский, А.И. Ипатов, Б.С. Капцанов, М.И. Кременецкий, Р.Н. Крылов, Г.А. Максимович, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Ю.М. Молокович, A.B. Петухов, Е.М. Смехов, М.М. Хасанов, P.C. Хисамов, И.А. Чарный, Э.Б. Чека-люк, Р.Г. Шагиев, В.Н. Щелкачёв, L.P Dake, A.B. Dyes, R.C. Jr. Еаг-lougher, A.C. Gringarten, D.R. Horner, C.A. Hutchinson, C.C. Miller, M. Musket и многих других. Из мирового опыта известны примеры российских и зарубежных месторождений с трещиноватыми, в том числе, песчаными коллекторами: Ярегское, Ухтинское, Киркук, Агад-жари, Гавар. С их исследованием и разработкой связано становление научных представлений о трещиноватых и трещиновато-пористых резервуарах.

Систематизация современных представлений о внутренней организации и строении терригенных пород-коллекторов залежей нефти указывает на неоднородность их структуры и распространение, в ряде случаев, сети трещин, которая может изменять свои пропускные качества в зависимости от энергетического состояния пласта.

Для сравнительного анализа были выбраны модели В.Н Щел-качёва, С.А. Христиановича, М.Ю. Молоковича (модель релаксаци-ионного поведения жидкости), Г.И. Баренблатта, двухслойная модель трещиновато-пористой среды, модель Полларда, модель Уор-рена-Рута и модель блочной самоорганизации (В.И. Попков).

Для решения поставленных задач выбрана модель Уоррена-Рута, так как она обладает достаточным набором идентификационных признаков и в приложении к интерпретации результатов ГДИС позволяет адекватно диагностировать тип коллектора, а также определять специфические параметры пласта с двойным типом пустот-ности. Данная математическая модель используется в гидродинамических симуляторах Eclipse, РН-КИН, MORE, что позволит исполь-

зовать созданную базу параметров, характеризующих неоднородность объектов исследований, для уточнения существующих фильтрационных моделей.

Были решены задачи: а) идентификации - установления тождественности процессов, протекающих в терригенном пласте, модели пласта с двойным типом пустотности; б) диагностирования -установления существования определённых «идентификационных» признаков в пластах - объектах исследования; в) актуализации - обновления данных, в том числе, используемых для гидродинамического моделирования, по мере их уточнения в связи с происходящими в пластах изменениями или усовершенствованием технологий проведения исследования.

Во второй главе приведены результаты исследований, позволяющие диагностировать наличие трещиноватых зон в терригенных отложениях нефтяных месторождений Самарской области.

Геологические данные, данные бурения скважин и вероятностно-статистический экспресс-метод подтвердили роль дизъюнктивных тектонических процессов в формировании типа пластов-коллекторов Д1 и ДН по группе месторождений, расположенных в пределах восточной бортовой зоны Волго-Сокской палеовпадины.

Наличие зон естественной макротрещиноватости в породах, слагающих пласты Д1 и Д11 пашийского горизонта Западно-Коммунарского месторождения, связано с территориальным развитием грабенообразных прогибов, чередованием пластичных и плотных пород (песчаников, алевролитов, глин), а также эрозией терригенных отложений и последующим накоплением глинистых карбонатных осадков над ними, что вызывает неодинаковые напряжения по ослабленным плоскостям напластования.

Дополнительно исследованы одновозрастные объекты Островского, Алакаевского, Дмитриевского, Кудиновского, Бариновско-Лебяжинского и Горбатовского месторождений Самарской области. Для анализа вероятностно-статистическим методом построены частотные графики и зависимости накопленной добычи нефти £}нак от начального дебита скважин днАч- Известно, что для трещиноватых

коллекторов максимальные показатели добычи нефти и дебитов скважин наблюдаются на участках, имеющих наибольшую трещи-новатость. В сложных коллекторах на начальный дебит главным образом влияют плотность и размеры системы трещин, тогда как накопленная добыча отражает определённые интегральные флуктуации порового пространства. По зависимостям, представленным на рисунки 1 и 2, можно определить наличие структурной неоднородности: двойной пустотности, для терригенных коллекторов исследованных месторождений.

Рисунок 1 - Частотный график Рисунок 2 - Корреляция между накопленной добычи нефти для Онак и Цнлч для группы

группы из семи месторождений месторождений

Результаты исследования 52-х скважин позволили выявить объекты с трещиноватым строением или с преобладающей ролью порового пространства в процессе фильтрации.

Высокие значения коэффициента детерминации 0,573-Ю,689 характерны для месторождений, расположенных в восточной бортовой зоне Волго-Сокской палеовпадины, на границе Бузулукской впадины. Это - свидетельство наличия двойной пустотности в строении пластов. Низкие значения коэффициента детерминации получены для Бариновско-Лебяжинского и Дмитриевского месторождений: 0,300 и 0,413, соответственно. Вероятно, данные месторождения находятся за пределами зон с повышенной тектонической активностью, и влияние трещиноватости на разработку сказывается в меньшей степени. Для Западно-Коммунарского месторождения

(пласт ДП) и Горбатовского месторождения (пласт Д1) характерны особенно высокие значения коэффициентов детерминации: и Л2=0,778, соответственно.

Для подтверждения полученных результатов по семи скважинам Западно-Коммунарского месторождения, эксплуатирующим залежи верхнего девона (пласты Д1, ДН), выполнена переинтерпретация данных ГДИС на неустановившемся режиме с использованием методики разностных кривых восстановления давления (КВД) и метода детерминированных моментов давления (ДМД).

Аналитический метод ДМД позволяет идентифицировать тип коллектора и модель фильтрации по единому диагностическому признаку d(t). Используются формулы 1 и 2:

X т «

М„ = J[/>„., - P,.(t)} '"à' = Jk, - Pj')] '"àt + Jk, - pM-fdt =

0 0 7"

= )[Pn,-PM'"dt + AMn-

о (1)

Таблица 1 - Сводные результаты интерпретации данных ГДИС методом ДМД

№ скв. S.T, сек m) d(t) a Па

16 3000 59,8 0,83 1264,56 15134275

20 3600 70,3 0,59 1450,62 2184098

21 2400 81,25 0,4636 1204,14 21841334

30 3600 23,53 1,1410"J 2127.24 26130473

96 2400 24 0,192 4099,103 28163721

100 1350 29,24 6,228 10J 6039,12 12847261

104 1800 35,6 1,33 4617,5 20233153

По всем исследуемым скважинам (таблица 1) полученное пластовое давление сопоставимо с принятым давлением по фонду скважин; полученный диагностический признак й?(г)<1,91, значит,

принимается модель фильтрации ньютоновской жидкости в трещиновато-пористом пласте.

Методика построения разностных КВД в координатах Т-IglOAP (авторы Н.П. Лебединцева, P.M. Минчева, Ю.А. Балакирев) основана на модели Полларда и позволяет получить значение потерь давления при фильтрации жидкости из пласта в скважину, а также определить скин-фактор. Диагностирование проводится по классификации авторов методики. Для обработки КВД используется уравнение, которое в общем виде для сложной системы выражается многочленом, формула 3:

рк - Р,(0= Ае'"'1 + Be-* + <рк -Р,0-А- . (3)

В таблице 2 приведены данные о потерях давления в различных зонах пласта, коэффициенте детерминации и результаты диагностирования.

Таблица 2 - Сводные результаты интерпретации данных ГДИС с помощью методики разностных кривых

,oi tt R2 АР трещины, МПа АР блоки, МПа АР скин, МПа Тип коллектора

16 0,6987 0,198 0,638 2,51 Трещиновато-пористый

20 0,8145 0,9266 1,112 3,62 Преобладает трещиноватость

21 0,7785 0,8766 0,4532 4,8 Преобладает трещиноватость

30 0,7281 0,1294 0,2082 0,019 Преобладает трещиноватость

96 0,7458 0,129 0,279 1,07 Преобладает трещиноватость

100 0,7956 1,293 0,9646 3,4 Преобладает трещиноватость

104 0,6912 2,515 0,8106 0,04 Преобладает трещиноватость

На рисунке 3 представлены примеры конфигурации основной и разностной кривых для исследованных скважин, по ним определе-

на характеристика типа пласта по классификации авторов методики разностных кривых.

Коэффициент детерминации для исследованных скважин в среднем составил 0,7504. Потери давления на фильтрацию флюидов к скважинам по трещинам колеблются от 0,129 МПа до 2,515 МПа, что связано с особенностями строения сети трещин в районе исследуемых скважин.

Тип пласта по всем скважинам диагностируется как трещиновато-пористый, в основном, с преобладающей ролью сети трещин в процессе фильтрации, что подтверждает гипотезу, выдвинутую в ходе анализа геологического строения пластов.

Для расширения возможностей расчётов и универсализации метода ДМД предложено объединить аналитические части методов ДМД и традиционного метода касательных (1УШН).

а) б)

Рисунок 3 - Регрессии графиков восстановления давления в скважинах: а - № 96; б - № 104 Решая уравнение пьезопроводности на основе связи между детерминированными моментами давления (МПа) и физическими характеристиками пласта получена зависимость, формула 4:

/ = 1,564-^1. <4>

М2

Данный параметр участвует в расчёте скин-фактора, формула

5=1,51 ■(--3,908). (5)

'

Коэффициент пьезопроводности % рекомендуется брать из расчётов по методу ДМД.

На примере анализа ГДИ скважины № 340 Булатовского месторождения Самарской области показано, что альтернативный метод ДМД позволяет диагностировать тип неоднородности и уже в начале исследования определять модель фильтрации, адекватную пластовой системе. Полученный скин-фактор +5,39 говорит о наличии зоны с ухудшенной фильтрацией, а сравнение с методами МОН и Хорнера - о корректности расчётов методом ДМД.

В третьей главе представлен способ расчёта эффективной проницаемости пласта в прискважинной зоне с учётом данных ГДИС и промысловых данных, разработанный с целью уточнения прогнозных уровней добычи. В основу положена теория Виск1еу-Ьеуегей, метод \Velge и уравнение псевдостационарного радиального притока в скважину. Известно, что относительная проницаемость зависит от текущей водонасыщенности коллектора, тогда как абсолютная проницаемость может изменяться из-за деформаций в ПЗС вследствие колебаний пластового давления. В отечественной литературе данная особенность была отмечена Багринцевой К.И., Сме-ховым Е.В., Стрижовым И.Н. и другими.

Если представить движение обводнённого флюида в пласте как сумму двух отдельных потоков - нефти и воды, то из уравнения притока следует, формула 6:

к к к

"у жид _ г неф "-твид (ф

Мжид ^жид №неф ^неф Мнод ^н од

где кгжид, кп,еф, кгнод - относительные проницаемости для жидкости, нефти и воды; цжи0, /лнеф, ц„0д - вязкости жидкости, нефти и воды; Вжид, В„еф, ВИ0д - объёмные коэффициенты жидкости, нефти, воды.

С учётом того, что отношение дебита скважины к разности пластового и забойного давлений есть коэффициент продуктивности К„Род> можно получить следующее соотношение, формула 7:

кабс - '

к,

проб

где а = ■

г жид

18,41-

/ г„ ^ 1

1п

V 1ГП'\ 4 ;

(7)

ч В ж ид ' №жид)

Уравнение (7) представляет собой теоретическую зависимость абсолютной проницаемости кобс (мД) от пластового давления (ат). Изменение абсолютной проницаемости может быть объяснено колебаниями пластового давления, которые приводят к сжатию или растяжению порового пространства.

Расчёт проницаемостей произведён для пласта Б2 Золотарёв-ского купола Славкинского месторождения по имеющимся зависимостям относительных фазовых проницаемостей от водонасыщен-ности подстановкой исторических данных, отражающих рост обводнённости продукции, с применением метода Д^е^е и уравнения притока. Полученные результаты представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Проницаемости, рассчитанные по величине текущей обводнённости _

Обводнённость, % кжидч МКМ каб„ мкм2 к]фф, мкм2

27 0,695 1,797 1,028

32 0,661 1,377 0,91

55,7 0,501 0,637 0,319

60,7 0,468 0,592 0,277

77 0,223 0,557 0,123

85 0,142 0,530 0,075

Значения абсолютной проницаемости близки к результатам переинтерпретации ГДИС: 0,564 мкм2 при обводнённости 77% -погрешность 1,2%; 0,5324 мкм2 при обводнённости 85% - погрешность 0,5%.

Исторические данные замеров пластового давления сопоставлены с данными расчётов по выше приведённым зависимостям. На рисунке 4 прослеживается чёткая тенденция к уменьшению проницаемости с падением пластового давления.

2.000 i.eoo

I 1.400 £ 1.200 I 1.000

I 0.600 I 0.600

c 0.400 0.200 0.000

Зависимость Kobe от пласювого давления по промысловым ЛОННЫМ

| ♦ Kabc | ПАостою« довлвни*. атм

В настоящее время изменения пористости и проницаемости пласта-коллектора в зависимости от давления учитываются только с помощью коэффициентов сжимаемости, однако существующая модель является упругой, что противоречит фактическим данным: в рассмотренном примере после восста-Рисунок 4-Расчётная зависи- новления пластового давления мость абсолютной проницаемости на *>4 МПа абсолютная прони-от пластового давления, получен- цаемость восстановилась только

ная по поомысловым данным на 59% от первоначального

тренда.

В четвертой главе продемонстрированы варианты внедрения результатов диссертационного исследования в проектную и научную деятельность. Такими вариантами могут быть: уточнение конечного КИН по пластам терригенного девона с использованием математического аппарата искусственной нейронной сети (ИНС), переинтерпретация ГДИС, обоснование мероприятий по регулированию разработки эксплуатационных объектов, в перспективе - перестроение трёхмерной фильтрационной модели.

При построении зависимостей КИН от геолого-физических параметров, используемых в известных статистических методиках, получены «облака» неопределённой формы (см. рисунок 5) и низкий коэффициент детерминации - менее 0,3. Очевидно отсутствие явных функциональных зависимостей и нецелесообразность применения множественного регрессионного анализа для рассматриваемых 146 пластов терригенного девона.

Для создания устойчивого алгоритма расчёта КИН синтезирована модель, использующая математический аппарат искусственных нейронных сетей и позволяющая идентифицировать неизвестную функциональную зависимость при большом числе входных показа-

телей. Для расчёта оптимального числа нейронов применена теорема Арнольда-Колмогорова-Хехт-Нильсена. По результатам тестового эксперимента число нейронов принято равным 6. Среднеквадра-тическая ошибка обучения RMS (Root Mean Square Error) составила 4,69-10"2, средняя относительная погрешность 7,6%, максимальная абсолютная ошибка 0,134.

I'

> %

О 1Т0 Пористость

Зависимость иязюстМмвф'ььКИН

О.ЛОО f *••. ----,-

№ -4 *Ч*

-4 •

0 400 •-».

4 05 COS

Вялости

О ТОО 0 600 0 500 0400 0300

0 200 I 0750

R* - 0.1241

• ♦ ♦ • • 4 , • ♦ ♦

¿L4+--

тт»«• • 1 •«1: • •

• • : %

0 850 О ООО О 650

Нвфтвнаеыщвммоеть

Зависимость эффективная нефтенасыщвмная толщина -КИИ

5.1 10.1 151

Эффективная нефтеиасыщенняя толщин«

Рисунок 5 - Зависимости КИН от некоторых основных геологических параметров При тестировании модели ИНС на 15 геологических объектах максимальная относительная ошибка составила 22,7%, что практически в два раза меньше, чем наилучший результат по статистическим методикам. Характерны также наименьшие значения средне-квадратической и максимальной абсолютной ошибок: 6,9-102 и 0,110 соответственно. Это доказывает эффективность применения полученной модели искусственной нейронной сети для прогнозирования конечного КИН пластов терригенного девона.

Переинтерпретация КВД, полученных в процессе исследования скважин № 96 и № 104 Западно-Коммунарского месторождения.

выполнена на основании рекомендаций глав 2 и 3 с помощью модуля Saphir программного комплекса Ecrin. По форме производной Бурде диагностировано наличие двойной пустотности в терриген-ном песчаном коллекторе пласта Д1. На основе теории Уоррена-Рута рассчитаны коэффициент X, определяющий переток между блоками породы и трещинами, и параметр W, определяющий соотношение порового пространства для матрицы породы и системы трещин. Результаты расчёта приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты расчёта параметров X и W по теории Уорре-на-Рута _____

№ скважины SP, МПа АР\ МПа w W' к

16 0,617 24,67 0,126 6,937 1,835-Ю-"

20 0,574 17,51 0,159 5,289 7,126-Ю-7

21 1,026 21,17 0,142 6,042 2,825- Ю"8

30 0,719 24,65 0,126 6,937 1,902 10"'

96 1,961 26,84 0,262 2,817 1,519-10в

100 1,895 12,05 0,112 7,929 1,150-Ю"7

104 1,799 18,30 0,214 3,673 1,212-Ю"8

По результатам актуализированного расчёта на утверждённой гидродинамической модели пласта Д1 установлена целесообразность её перестроения с учётом влияния на процесс фильтрации трещино-ватости и двойной пустотности. Смыкание системы трещин в прис-кважинных зонах пластов и нарушение сети фильтрационных каналов без достаточного поддержания пластового давления может негативно отражаться на текущем коэффициенте охвата залежей дренированием и потенциальных дебитах скважин, как показано на примере девонских пластов Дмитриевского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Для решения идентификационных задач нестационарной фильтрации жидкости для терригенных пластов с доказанным двойным типом пустотного пространства можно использовать модель Уоррена-Рута, которая обладает достаточным набором идентификационных признаков и в приложении к интерпретации результатов

ГДИС позволяет адекватно диагностировать тип коллектора, а также определять параметры неоднородного пласта, в том числе, трещиноватого. Эти параметры в дальнейшем целесообразно использовать для уточнения гидродинамических моделей в программных комплексах Eclipse, РН-КИН, MORE.

2. На примере Западно-Коммунарского и других месторождений Самарской области доказано существование зон с развитой трещиноватостью в терригенных песчаных коллекторах девонского возраста по геологическим данным, данным промысловой разработки и ГДИС. Роль дизъюнктивных тектонических процессов в формировании типа пластов-коллекторов Д1 и ДП по группе месторождений, расположенных в пределах восточной бортовой зоны Волго-Сокской палеовпадины, подтверждена вероятностно-статистическим экспресс-методом по результатам исследования 52-х скважин на семи месторождениях.

3. Результаты интерпретации данных гидродинамических исследований семи скважин Западно-Коммунарского месторождения, полученные с помощью традиционных графических методов, методики разностных кривых и метода детерминированных моментов давления, позволяют классифицировать коллекторы пластов Д1 и ДП пашийского горизонта как коллекторы трещиновато-пористого типа. Метод детерминированных моментов давления, не чувствительный к выбору прямолинейных участков на КВД, генерирует наиболее информативный диагностический критерий для выбора типа модели фильтрации. Автором рекомендован расширенный набор фильтрационных параметров, получаемых при использовании метода детерминированных моментов давления.

4. Предложен способ расчёта эффективных проницаемостей в прискважинной зоне пласта с учётом данных ГДИС и промысловых данных, позволяющий получить значения фильтрационных параметров в зависимости от обводнённости (текущей водонасыщенно-сти) и пластового давления.

5. С целью повышения точности расчётов и актуализации КИН для пластов верхнего терригенного девона рекомендуется ис-

пользовать математическую модель трёхслойной нейронной сети, которая показала высокую точность при тестировании на 15 различных геологических объектах. Полученная погрешность RMS=6,910 2 в два раза ниже, чем для существующих статистических методик оценки КИН.

6. На примере девонских пластов Дмитриевского месторождения показана целесообразность формирования в залежах водонапорного режима с восстановлением каркаса трещин в призабойных зонах добывающих скважин, что может быть актуально для разработки залежей нефти в отложениях терригенного девона других месторождений Самарской области. Учёт текущих изменений проницаемости позволит обосновать выбор методов интенсификации добычи нефти, связанных с перераспределением давления в пласте, и системы поддержания пластового давления.

Список работ, опубликованных по теме диссертации в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России:

1. Булгаков, С.А. Исследование пластов Пашийского горизонта вероятностно-статистическим экспресс-методом [Электронный ресурс] / С.А. Булгаков // электр. науч. жур. Нефтегазовое дело. -2011. - № 2. - С. 222-231. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/ authors/ Bulgakov/ Bulgakov_l.pdf.

2. Булгаков, С.А. Нейросетевая методика оценки конечного коэффициента извлечения нефти [Электронный ресурс] / С.А. Булгаков // электр. науч. жур. Нефтегазовое дело. - 2013. - № 1. - С. 5970. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/ authors/ Bulgakov/ Bulgakov_2.pdf.

3. Булгаков, С.А. Повышение информативности гидродинамических исследований нефтяных скважин на основе метода ДМД / С.А. Булгаков, В.А. Ольховская // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2011. - № 1. - С. 54-57.

4. Булгаков, С.А. Совершенствование процедуры интерпретации кривых восстановления давления при исследовании скважин / С.А. Булгаков, В.А. Ольховская // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2010. - № 10. - С. 47-50.

РИЦ Горного университета. 14.07.2015. 3.642. Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

--83^5

2015675227

2015675227