Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров"

На правах рукописи УДК 622.276

ЗИНОВКИНА ТАТЬЯНА СЕРГЕЕВНА

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ДИНАМИКУ ИЗМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2013

2 9 АВГ 2013

005532446

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН).

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Еремин Николай Александрович

Официальные оппоненты: Михайлов Николай Нилович,

Защита состоится «25» сентября в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3, ИПНГ РАН.

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря диссертационного совета ИПНГ РАН. Автореферат размещен на интернет-сайте ИПНГ РАН www.ipng.ru и Министерства образования и науки Российской Федерации www.vak.ed.gov.ru. Отзывы на автореферат можно присылать по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан «21» августа 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д.002.076.01,

доктор технических наук, профессор, ФГБОУВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина», профессор кафедры «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений»

Аникеев Даниил Павлович,

кандидат технических наук,

ФГБУН Институт проблем нефти и газа

Российской академии наук, старший научный

сотрудник

Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефть им. академика А.П.Крылова»

кандидат технических наук

М.Н.Баганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность тематики исследований

Одним из факторов, влияющим на полноту извлечения углеводородов, является наличие надежной и достоверной информации о строении, литолого-фациальной изменчивости, характере насыщения пластов и свойствах пластовых флюидов. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. При вводе залежи в разработку в результате технологического воздействия на залежь создается принципиально новая сложная динамическая геолого-промысловая система. Способность пористых сред пропускать через себя пластовые флюиды зависит от свойств породы и фильтрующихся флюидов, а также от скорости фильтрации, воздействия внешних физических полей, количественного соотношения и распределения фаз в поровом пространстве и других факторов. Вышеперечисленные факторы существенно изменяются в результате применения различных методов воздействия на залежь углеводородов. Техногенное воздействие на залежь приводит к изменению компонентного состава пластовых флюидов и, как следствие, к изменению значений параметров, характеризующих физико-химические свойства подвижной нефти. Таким образом, свойства пласта-коллектора и насыщающих его флюидов в значительной степени зависят от применяемой технологии воздействия на пласт, и изменяются на всем протяжении жизненного цикла месторождения. Данные, получаемые в процессе разработки, характеризуют текущее состояние залежи. На сегодняшний день при создании и адаптации геолого-гидродинамических моделей залежи используют фактические данные за весь период разработки, а геолого-промысловые параметры пласта остаются изначально определенными и неизменными, и, как следствие, степень достоверности результатов, получаемых на ЗД геолого-гидродинамических моделях, невысокая. Основными факторами, приводящими к неточной количественной оценке геолого-промысловых параметров, являются:

• измерительные и методические погрешности;

• отсутствие учета динамики изменения геолого-промысловых параметров пласта и физико-химических свойств нефти, происходящих вследствие технологических процессов, протекающих в резервуаре.

Большинство нефтяных месторождений в России и за рубежом находятся на завершающей стадии разработки. Для создания эффективной системы доразработки залежи необходимо учитывать изменения, произошедшие с пластом и флюидами за истекший период разработки залежи. Поэтому, создание методик оценки влияния процессов разработки залежей и точности определения значений геолого-промысловых параметров представляет актуальную проблему.

Цель работы. Создание методики оценки влияния техногенных процессов разработки нефтяных залежей, происходящих в жизненном цикле нефтяных месторождений, на динамику изменения геолого-промысловых параметров является основной целью исследований.

Достижение цели базируется на решении следующих основных задач'.

1. Анализ причин изменения геолого-промысловых параметров в процессе разработки нефтяных месторождений.

2. Анализ и обобщение причин появления погрешностей, возникающих на этапах измерения и обработки данных, используемых для определения геолого-промысловых параметров.

3. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

4. Разработка методик оценки погрешностей определения коэффициента пористости.

5. Разработка методики выявления механизмов изменения геолого-промысловых параметров в жизненном цикле месторождения.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач выполнены теоретические исследования, осуществлена обработка геолого-промысловой информации изучаемых месторождений. Обработка данных и решение поставленных задач осуществлялась с использованием методов математической статистики и соответствующего программного обеспечения.

Научная новизна.

1. Предложена классификация причин изменений открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти, для различных режимов разработки нефтяных месторождений.

2. Впервые разработана методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов.

3. Создана классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

4. Разработаны методики оценки величины погрешности коэффициента пористости.

5. Создана методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора.

Практическая значимость.

1. Практическая реализация методик оценки погрешности коэффициента пористости по данным петрофизических и геофизических исследований обеспечивает наиболее достоверное среднее значение рассматриваемого параметра по скважине или зоне исследуемого пласта.

2. Выявлены причины и выполнена оценка погрешностей коэффициента пористости пласта БзГш Лыдушорского нефтяного месторождения.

3. Предложена формула для коэффициента достоверности оценки объема пустотного пространства пласта.

4. Выполнена оценка надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных для пласта Бэйл Мусюршорского и Лыдушорского месторождений.

5. Выявлены закономерности техногенного воздействия на эффективный нефтенасыщенный объем залежи нефти Массив месторождения Алиан в процессе разработки.

6. Применение методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, позволило уточнить начальные объемы углеводородов залежи Массив месторождения Алиан и доказать необходимость учета техногенных изменений параметров при построении и адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели залежи.

Защищаемые положения.

1. Созданы методики, позволяющие определить степень достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора, оценить погрешности коэффициента пористости и установить причины их возникновения.

2. Созданная методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, является необходимым инструментом процедуры адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели месторождения к данным истории разработки и корректировки существующей системы разработки залежи.

Апробация работы.

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах:

• IV Всероссийская научно-практическая конференция «Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты», проходившая в режиме online. - Москва, июнь - сентябрь 2011. - www.oilgasjournal.ru.

• Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа». Москва, 14-17 ноября

2011 г.

• Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения». Ухта, 3-4 февраля

2012 г.

• Конференция, посвященная 25-летию со дня основания ИПНГ РАН. Москва, 17-20 апреля 2012 г.

• II Конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Москва, 11-12 мая 2012 г.

• Научные семинары лаборатории «Теоретических основ разработки нефтяных месторождений» и общеинститутские семинары ИПНГ РАН.

Публикации.

По результатам исследований по теме диссертации опубликовано 9 работ, из них 4 статьи в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка использованных источников, который насчитывает 120 наименований. Содержание работы изложено на 122 страницах машинописного текста, включая 28 рисунков и 20 таблиц.

Работа выполнена в ИПНГ РАН, где автором получены основные теоретические результаты и реализованы разработанные методические положения.

Благодарност и.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность научному руководителю д.т.н., профессору H.A. Еремину за постановку задач, обсуждение полученных результатов и ценные замечания, д.г-м.н., профессору Св.А. Сидоренко, д.т.н., профессору С.Н. Закирову д.т.н. И.М. Индрупскому, к.г-м.н.

A.M. Хитрову, к.г-м.н. H.A. Скибицкой, к.г-м.н. Т.Ф. Соколовой, к.г-м.н М.П. Юровой, к.г.-м.н. H.A. Шабалину, к.т.н. О.Н. Сарданашвили, И.К. Басниевой за ценные советы, консультации и поддержку в процессе выполнения работы. Автор также выражает свою благодарность всем сотрудникам лаборатории «Теоретических основ разработки нефтяных месторождений» ИПНГ РАН за внимание и поддержку в ходе работы над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулирована цель исследования и определены основные задачи, указаны научная новизна и положения, выносимые на защиту, приведены сведения о практической ценности исследований.

В первой главе рассмотрены вопросы точности определения геолого-промысловых параметров залежей нефти. Для проектирования системы разработки месторождений необходима количественная информация о свойствах пород-коллекторов и насыщающих их флюидов. Важнейшая характеристика качества получаемой количественной информации — точность. Вопросами точности определения геолого-промысловых параметров занимались

B.М. Добрынин, Т.Ф. Дьяконова, М.Г. Латышова, H.H. Михайлов, В.П. Цирульников, В.Н. Широков и др. Основной показатель точности измерения -погрешность. В работе рассмотрены причины возникновения погрешностей в значениях следующих геолого-промысловых параметров: площадь нефтеносности, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, а также в значениях параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти.

Определение площади нефтеносности и эффективной нефтенасыщенной толщины по геофизическим данным возможно, если известны коэффициенты пористости и нефтенасыщенности коллектора, а нахождение нефтенасыщенности возможно лишь после определения коэффициента пористости. Таким образом, от надежности, правильности и достоверности определения коэффициента пористости по геофизическим данным зависит достоверность определения площади нефтеносности, эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициента нефтенасыщенности. Поэтому, в работе большее внимание уделено точности определения коэффициента пористости.

В результате анализа известных на сегодняшний день погрешностей определения коэффициента пористости, автором предложена классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости (табл. 1), согласно которой все погрешности в значении коэффициента пористости разделены на две группы:

- погрешности, возникающие на этапе петрофизических исследований образцов керна;

- погрешности, возникающие на этапе интерпретации материалов ГИС (геофизические исследования скважин).

Причины погрешностей значений коэффициента пористости, образующиеся на этапе исследований керна, автором разделены на две группы:

- первая группа - погрешности, возникающие в процессе отбора и подготовки керна к лабораторным исследованиям;

- вторая группа - погрешности, возникающие на этапе исследований образцов керна.

Табл. 1. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

Этап исслед. Причина погрешностей

разрушение и потеря керна в процессе отбора

в в изменение состава заполняющей поры породы жидкости

К 0-1 >1 & деформация зерен породы и формы порового пространства при смене термобарических условий

м « СЗ погрешности взвешивания

К погрешности подготовки насыщенного образца к взвешиванию

& погрешности, вызванные неполнотой насыщения

нн масштабный эффект

использование обобщенных данных для нескольких подсчетных объектов (аналогов)

о неточность зависимости "керн-ГИС"

3 не надежность привязки керна к разрезу скважины по глубине

погрешности геофизической аппаратуры

неполнота геофизического комплекса

Методики оценки величины погрешности коэффициента пористости. Для оценки инструментальных погрешностей и погрешностей вычислений в значениях коэффициента пористости разработаны четыре методики:

1. Методика выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости пласта. Методика разработана на основе созданной классификации (приведенной выше). Результатом применения методики является определение перечня причин погрешностей, а также количественная оценка погрешностей определения коэффициента пористости.

2. Методика проверки надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных. Как известно, правильность значения коэффициента пористости, полученного по данным ГИС, зависит от надежности используемой связи типа «керн-ГИС». Для оценки надежности связи типа «керн-ГИС» автором обоснована соответствующая методика. Методика основана на попарном сравнении оценок коэффициентов корреляции Пирсона, полученных для исследуемой связи (зависимости), с зависимостями, построенными с поочередным исключением одного или нескольких значений. При этом

1 1 + г

используется £ - преобразование Фишера = -, где г — коэффициент

2 1 -г

корреляции Пирсона). В случае, если различия между коэффициентами корреляции статистически не значимы, можно говорить о надежности исследуемой связи. В противном случае использование исследуемой связи для определения значения коэффициента пористости по данным ГИС не позволительно. Далее выполняется расчет относительной погрешности определения коэффициента пористости по результатам интерпретации материалов ГИС, величина которой будет равна разности значений истинных (измеренных на образцах) и пересчитанных по исследуемой зависимости.

3. Методика выбора среднего значения коэффициента пористости пласта, в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект. Среднее значение пористости пласта-коллектора в исследуемой скважине определяется в результате интерпретации данных материалов ГИС. Далее определяется среднее значение коэффициента пористости продуктивного пласта. Возникает закономерный вопрос выбора способа вычисления среднего значения коэффициента пористости, в наибольшей степени характеризующего изучаемый пласт.

Среднее значение может быть охарактеризовано как среднеарифметическое (средневзвешенное), среднегармоническое, среднегеометрическое, медиана и мода и рассчитано двумя способами:

1) Среднее значение пористости пласта определяется как среднее всех значений, полученных в результате интерпретации данных ГИС.

2) Среднее значение пористости пласта определяется по средним значениям пористости пласта, полученным для каждой скважины.

Среднее значение коэффициента пористости, обладающее наименьшим значением среднеквадратичного отклонения, в наибольшей степени характеризует изучаемый пласт (так как среднеквадратичное отклонение характеризует разброс случайной величины вокруг соответствующего среднего, то чем больше значение среднеквадратичного отклонения, тем меньше характеризует полученное среднее значение весь массив данных).

4. Методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора. Оценка степени достоверности объема залежи, определенного с использованием выбранного среднего значения коэффициента пористости пласта, предполагает вычисление коэффициента

достоверности оценки объема пустотного пространства пласта Кд (далее коэффициент достоверности), который рассчитывается по формуле: Kd="N *юо% [%], где п — количество значений пористости пласта, попадающих в

«достоверный интервал», N — общее количество значений пористости пласта, определенное по всем скважинам. В качестве размера «достоверного интервала» предлагается использовать интервал ± 10% от выбранного среднего значения коэффициента пористости. Коэффициент достоверности показывает, какая часть (процент) залежи обладает выбранным средним значением коэффициента пористости. В зависимости от значения коэффициента достоверности можно судить о степени изученности залежи, для определения которой выбраны следующие граничные значения: Кд > 90% - высокая степень изученности; 50% < Кд < 90% средняя степень изученности; 10% < Кд < 50% - низкая степень изученности.

Во второй главе рассмотрены причины изменения геолого-промысловых параметров залежи нефти (площадь нефтеносности, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент открытой пористости, параметры, характеризующие физико-химические свойства нефти) в результате техногенных процессов, вызванных разработкой месторождения. Наиболее важным представляется учёт изменения геолого-промысловых параметров в жизненном цикле месторождений при построении и адаптации ЗД геолого-гидродинамических моделей залежи.

Изучению влияния процесса разработки на физические свойства горных пород и пластовых флюидов посвящены многочисленные исследования, из которых отметим работы М.Т. Абасова 1997, В.М. Бортницкой 1971, Ш.К. Гиматудинова 1982, А.Т. Горбунова 1987, В.М. Добрынина 1970, Ю.П. Желтова, 1986, Маскета М. 1953, H.H. Михайлова 2008, H.H. Павловой 1975, O.A. Черникова 1995, В.Н. Щелкачева2001.

В работе показано, что все рассматриваемые геолого-промысловые параметры могут претерпевать изменения в процессе разработки залежи не зависимо от стадии и методов воздействия. Следовательно, первым этапом при создании ЗД геолого-гидродинамической модели залежи является изучение закономерностей изменений геолого-промысловых параметров в жизненном цикле месторождения.

Классификация причин изменений коэффициента открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти, для различных режимов разработки. Существующие классификации деформаций продуктивных пластов в результате процесса разработки [Папухин С.П., 2008], [Черноглазое В.Н., 2011] не позволяют определить совокупность причин изменений, произошедших с пластом и насыщающим его флюидом. Для решения этой задачи автором создана классификация причин изменений коэффициента открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти, для различных режимов разработки.

В работе описаны причины изменений емкостного пространства пород-коллекторов и физико-химических свойств нефти в процессе разработки месторождений. Процесс разработки залежи подразумевает бурение скважин и скважинную добычу, которая подразделяется на этапы в соответствии с применяемыми методами воздействия. В рамках этих этапов, автором создана указанная классификация для различных режимов (методов) разработки. Классификация приведена в таблице 2. В классификации увеличение или уменьшение параметров в процессе разработки отмечены символами ¡Т| и Щ.

На основе созданной классификации предложена «Методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь». Геолого-промысловые параметры залежи могут изменяться как по вертикали так и по латерали залежи, а также во времени в результате проявления техногенных факторов.

На первом этапе необходимо доказать, что изменение геолого-промыслового параметра вызвано техногенным влиянием процесса разработки нефтяной залежи. С целью доказательства техногенной природы изменения геолого-промысловых параметров используется дисперсионный анализ двухфакторного неравномерного комплекса. Он позволяет оценить влияние времени (даты) и места проведения исследований на значения геолого-промысловых параметров. Влияние техногенных процессов на динамику изменения исследуемого параметра следует считать доказанным в случае выявления зависимости значения параметра залежи от времени (даты) проведения исследования.

На втором этапе производится определение этапа разработки и выявление возможных причин изменений геолого-промысловых параметров в соответствии с разработанной классификацией (табл. 2). Привлечение дополнительной информации (минералогическая плотность пород, динамика пластового давления, состав пластовых и технических вод и др.) позволяет определить конкретные причины изменений параметров и комплекс мер, необходимых для предотвращения развития возможных негативных последствий техногенных процессов, связанных с разработкой рассматриваемой залежи углеводородов.

Таблица 2. Классификация причин изменений коэффициента открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства

ие( >ти, для различных режимов разработки.

Этап/ методы разработки месторождения Геолого-промысловый параметр Тип изменения Причина изменения

Бурение и освоение скважин пористость (прискваж. зона) 1 деформация Разрушение пород пласта под действием гидравлической струи добываемой жидкости

Разрушение пород в результате промысловых операций

растворение Растворение карбонатных разностей при нагнетании со2

загрязнение Кольматация порового пространства пород глинистыми компонентами бурового раствора

Образование песчаных пробок в прискважинной зоне

Накопление механической взвеси в поровом пространстве коллекторов из нагнетаемой воды

Кольматация порового пространства капельной водой

Защемление пузырьков газа в капилярно-поровой структуре

деформация «Закрытие» трещин и уменьшение открытой пористости коллекторов

кристаллизация Заполнение емкостного пространства призабойной зоны пласта отложениями солей

Скважинная добыча первичные пористость Т растворение Растворение пород пластовыми водами

1 деформация «Закрытие» трещин и уменьшение открытой пористости коллекторов

кристаллизация Разбухание (набухание) глинистого материала

изм. физ.св-в н. «Забивание» пор асфальто-смолистыми веществами, содержащимися в нефти

плотность нефти 1 Снижение пластового давления

"Г Биохимическое окисление нефти

вязкость нефти т

вторичные пористость 1- деформация Увеличение открытой пористости и появление микротрещин в результате роста пл. давления

растворение Растворение пород технической водой

1 загрязнение Заполнение емкостного пространства аутогенными минералами

деформация «Закрытие» трещин и уменьшение открытой пористости коллекторов

кристаллизация Заполнение емкостного пространства пласта отложениями солей

Разбухание (набухание) глинистого материала

изм. физ.св-в и. «Забивание» пор асфальто-смолистыми веществами, содержащимися в нефти

плотность нефти т Разгазирование нефти

4- Снижение температуры пласта

вязкость нефти т Разгазирование нефти

Увеличение открытой пористости и появление

микротрещин в результате роста пл. давления

т деформация Усыхание глинистых пакетов

Растворение пород пласта-коллектора кислотами и

>> щелочами

загрязнение Адсорбция ПАВ на породе

Ы О •и пористость деформация «Закрытие» трещин и уменьшение открытой пористости коллекторов

г Разбухание (набухание) глинистого материала

4- кристаллизация Забивание поровых каналов техногенным пиритом

и я Заполнение емкостного пространства пласта

я отложениями солеи

изм. физ.св-в н. «Забивание» пор асфальто-смолистыми веществами, содержащимися в нефти

вязкость нефти Контакт нефти с ПАВ

Исчезновение коксовых образований

1 деформация Увеличение открытой пористости и появление микротрещин в результате роста пл. давления

X загрязнение Образование песчаных пробок

«Закрытие» трещин и уменьшение открытой

г § пористость деформация пористости коллекторов

н « е- Расширение зерен породы

<и 3 со о =1 4- Разбухание (набухание) глинистого материала

кристаллизация Преобразования минералогического состава пород

и коллекторов

изм. физ.св-в н. «Забивание» пор асфальто-смолистыми веществами, содержащимися в нефти

плотность

нефти Увеличение температуры пласта

вязкость 1

нефти

растворение Растворение цемента и карбонатных пород

X >» пористость 4. изм. физ.св-в н. «Забивание» пор асфальто-смолистыми веществами, содержащимися в нефти

о вязкость

о 3 и нефти Нагнетание в пласт СОг

плотность нефти 4-

Т растворение Растворение цемента и карбонатных пород

о к ю о пористость 1 загрязнение Закупоривание емкостного пространства биомассой и биополимерами

о. и. - 2 вязкость нефти 4 Закачка в пласт био-ПАВ и биогазов

В третьей главе представлены примеры практического использования разработанных методик и классификаций.

В результате применения созданных методик выполнена оценка погрешностей, образующихся на этапах измерения и обработки данных, используемых для определения коэффициента пористости пласта Озйп Лыдушорского нефтяного месторождения. В работе показано, что использование этих данных приводит к низкой степени достоверности определяемого объема пустотного пространства продуктивного пласта.

Применение методики оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта БУЮ Северо-Уренгойского месторождения, БзАп Мусюршорского месторождения и пласта-коллектора Массив месторождения Алиан позволило оценить объемы залежей с возросшей степенью точности. В работе показано, что разделение исследуемых отложений по типу коллекторов повышает качество оценки объема залежей.

Определение влияния процессов разработки нефтяной залежи Массив месторождения Алиан на динамику изменения геолого-промысловых параметров.

Эффективный нефтенасыщенный объем. На примере залежи Массив месторождения Алиан с использованием дисперсионного анализа доказано изменение уровня водонефтяного контакта (ВНК) в результате техногенного воздействия на залежь (разработка осуществляется на естественном водонапорном режиме). На рисунке 1 проиллюстрирована динамика уровня ВНК. За 27 лет эксплуатации залежи ВНК поднялся на 62 м, и как следствие произошло уменьшение эффективного нефтенасыщенного объема залежи.

Al-10 Al 1 AU25 -и | AI-24]—TAÍ-iJ] СЛ1-МТ>

-1100 -1200

М'1 ЗНК 2003 •1156 м

VII -Зш _ ¡i ЗНК 1993 ■1191 N

z± • □ Z) □ ВНК 1977 ВНК нач -1210V -1218м

Условные обозначения дата проведения результаты испытаний (ЩИ) исследований и исследований продукций скважин в 2002 г. (О) А1-8 до 1975 г. Hi -нефть |-1 -вода 1976 г. j-j -нефть [JQ - пластовая вода (\-il-34j) ] 98S - 1992 гг. с пластовой водой со следами нефти

Рис. 1. Схема продвижения (изменения) уровня ВНК залежи нефти Массив. Западный купол. Месторождение Алиан.

Рис.

1974 1976 _дата исследования

2. Значения коэффициента пористости по скважинам.

Коэффициент открытой пористости. На рисунке 2 проиллюстрирована зависимость значений пористости от времени (даты) исследования скважин. Используя разработанную

методику выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, доказано, что на величину коэффициента пористости пласта большее влияние оказывает время (дата) исследования скважины, чем ее местоположение. Это также подтверждается отсутствием значительной, четко ориентированной литолого-фациальной изменчивости исследуемого пласта. На основе классификации (табл. 2) определены возможные причины, приведшие к изменению коэффициента пористости в результате техногенного воздействия на залежь:

1) Разбухание глинистого материала. Скважины, в которых коэффициент пористости пласта имеет наименьшие значения, вскрыли уже обводненный пласт. Учитывая присутствие глинистого материала в отложениях свиты Массив, можно предположить, что одной из причин уменьшения емкостного пространства пласта является разбухание глинистого материала. По имеющимся данным построена зависимость коэффициента пористости от обводненности (рис. 3), подтверждающая данное предположение.

2) «Забивание» пор смолами, содержащимися в нефти. Анализ имеющихся данных показал, что дегазация нефти, и, как следствие, «забивание» пор асфальто-смолисто-парафиновыми компонентами может происходить только в призабойной зоне скважины и данная причина влияет незначительно на величину коэффициента пористости пласта.

3) «Закрытие» трещин и уменьшение открытой пористости коллекторов в результате падения пластового давления. Влияние снижения пластового давления на величину коэффициента пористости подтверждается наличием соответствующей зависимости, показанной на рисунке 4.

Рис. 3. Зависимость коэффициента пористости от обводненности продукции.

173 175 пластовое давление,

177 179 181 м2

Рис. 4. Зависимость коэффициента пористости от пластового давления.

Проследить коэффициента можно

существующие изменения пространства модели Абасова

динамику пористости используя модели емкостного (например, М.Т 1997,

Добрынина В.М. 1970, Сидорова A.A. 2000 и др.), но известные модели не учитывают влияние обводненности залежи.

Для прогнозирования изменения коэффициента

пористости предложено

использовать двухмерную регрессионную зависимость коэффициента пористости (Кп) от пластового давления (Рил) и обводенности (В) продукции скважины. Для

рассматриваемой залежи

получена следующая

зависимость:

Кп = 1.4 Рпл - 0.028 В - 235.558. Использование полученной зависимости позволило

обосновать модель изменения коэффициента пористости в процессе разработки залежи. Результаты моделирования приведены на рисунке 5.

Сопоставлен не начальных объемов нефти и параметров залежи Массив месторождения Алиан, с результатами, полученными в

Рис. 5. Схемы текущего коэффициента пористости пласта Массив месторождения.

2000 г. При выполнении оценки начальных объемов нефти в 2000 году изменения объема залежи и коэффициента пористости в результате техногенного воздействия на залежь не учитывалось. Начальный уровень ВНК определялся по данным всех скважин, пробуренных к моменту проведения работ, ВНК принят на отметке -1210 м. В работе доказано, что в процессе разработки залежи Массив уровень ВНК изменился, а начальный уровень ВНК находился на отметке -1218 м. Таким образом, эффективный нефтенасыщенный объем залежи по сравнению с определенным в 2000 году значительно увеличился за счет уточнения положения начального уровня ВНК, разница составила 10.6 млн.м3 (+17.6%).

Среднее значение начального коэффициента пористости залежи Массив, при оценке начальных объемов углеводородов, выполненной в 2000 г., определялось как среднее по всем скважинам, пробуренным к моменту выполнения работ. В работе обоснована модель изменения коэффициента пористости в процессе разработки залежи Массив. Использование этой модели позволило определить коэффициент пористости пласта до ввода залежи в разработку. Начальный коэффициент пористости больше на 0.04 д.ед. (+36.4%) по сравнению с определенным в 2000 году и равен 0.15 д.ед.

В результате исследований получено, что начальные геологические объемы нефти по пласту Массив составили 6088.2 тыс. т. Произошел прирост начальных геологических объемов нефти на +2349.2 тыс. т или на +62.8%, в результате учета динамики изменений геолого-промысловых параметров в процессе разработки нефтяной залежи, (рис. 6)

млн.м 75 70 65 60 55

71 ......

60 " I

Я

2012 2000

год

дол.ед. б

0.15 0.15

0.1 0.11

0.05 дол.ед У

0 2012 2000 ГОД

млн.т 8 в

6 6 1 {

4 3.7

2 МЛН.Т

0 2012 2000 год

Рис. 6. Сопоставление оцененных объемов нефти и параметров (2012 г.) с результатами, полученными в 2000 г. по залежи Массив месторождения Алиан. (а - эффективный нефтенасыщенный объем, б — коэффициент пористости, в - начальные объемы нефти).

Таким образом, применение разработанной методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, позволило уточнить начальные объемы углеводородов залежи Массив месторождения Алиан и доказало необходимость учета техногенных изменений геолого-промысловых параметров при построении и адаптации геолого-гидродинамических моделей залежи.

В результате анализа процесса разработки залежи Массив сделано заключение о низкой эффективности применяемой системы разработки. В работе показано, что наиболее эффективным методом воздействия на исследуемую залежь является проведение гидроразрыва пласта, что, в свою очередь, позволит повысить коэффициент емкостного пространства и вовлечь в разработку недренируемые запасы нефти.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИИ

Проведенные исследования достоверности геолого-геофизической информации и динамики изменения геолого-промысловых параметров в процессе освоения и разработки нефтяных месторождений позволяют сформулировать основные выводы.

1. Разработаны и реализованы на практике методики:

• выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости на основе классификации причин погрешностей;

• проверки надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных;

• выбора среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект;

• оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора;

• выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь.

2. Доказана необходимость применения разработанной методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь, при создании и адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели месторождения.

ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Публикации в ведущих изданиях согласно перечню ВАК:

1. Зиновкина Т.С. Применение дисперсионного анализа для определения начальной отметки водонефтяного контакта залежи // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - №6. - с. 67-70.

2. Зиновкина Т.С. Об изменениях фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений (на примере пористости) // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. -с. 132-136.

3. Зиновкина Т.С. Проблемы возникновения погрешностей определения значений открытой пористости пласта Dsfm месторождения центральной части Хорвейской впадины Тимано-Печорского НГБ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - №9. - с. 23-30.

4. Зиновкина Т.С. Оценка возможной нефтеотдачи залежи Массив месторождения Алиан // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2013. - №1. - с. 60-65.

В других научных изданиях:

5. Зиновкина Т.С., Еремин H.A. Определение начальной отметки водонефтяного контакта залежи нефти «Массив» месторождения Алиан / IV Всероссийская научно-практическая конференция «Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты», проходящей в режиме online. - Москва, июнь - сентябрь 2011. - www.oilgasjournal.ru.

6. Зиновкина Т.С. Изменение подсчетных параметров залежи нефти в процессе ее разработки на естественных режимах / Сб. Всероссийской конференции с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа». Москва, 14-17 ноября 2011. с. 20-21.

7. Зиновкина Т.С. О влиянии процесса разработки нефтяных месторождений на изменение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов / Сб. Межрегионального семинара «Рассохинские чтения». Ухта, 3-4 февраля 2012 г. с. 289-293.

8. Зиновкина Т.С. Достоверность информации при определении подсчетных параметров залежи углеводородов (на примере коэффициента пористости пласта) / Сб. Конференции посвященной 25-летию со дня основания ИПНГ РАН. Москва, 17-20 апреля 2012 г. с. 3.

9. Зиновкина Т.С. Методика оценки достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора, определенного по выбранному среднему значению коэффициента пористости / Сб. II Конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Москва, 11-12 мая 2012 г. с. 7.

Соискатель

Т.С. Зиновкина

e-mail

zints@mail.ru

Заказ № 20-Р/08/2013 Подписано в печать 16.08.2013 Тираж 110 экз. Усл. п.л. 0.8

ООО "Цифровичок", тел. (495) 649-83-30 www.cfr.ru; е-таИ:zak@cfr.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Зиновкина, Татьяна Сергеевна, Москва

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ НАУКИ ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК (ИПНГ РАН)

На правах рукописи

04201360993 УДК 622.276

ЗИНОВКИНА ТАТЬЯНА СЕРГЕЕВНА

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ДИНАМИКУ ИЗМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ

Специальность - 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Еремин Н.А.

Москва 2013

Оглавление

Введение..............................................................................................................................................4

Глава 1. Достоверность геолого-промысловой информации об объекте разработки.................8

1.1. Определение границ распространения коллекторов нефтяных залежей 9

1.1.1. Кровля и подош ва залежи.....................................................................................9

1.1.2. Картирование дизъюнктивных нарушений......................................................13

1.1.3. Картирование линий замещения (выклинивания) пород-коллекторов на породы неколлектора....................................................................................................14

1.1.4. Разделение нефтенасыщенного пласта по характеру насыщающего флюида 17

1.2. Определение эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов нефтяных залежей 21

1.3. Определение коэффициента пористости пласта 24

1.3.1. Лабораторные исследования керна....................................................................25

1.3.2. Интерпретация материалов данных ГИС..........................................................35

1.3.3. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости......................................................................................................................39

1.4. Методики оценки величины погрешности коэффициента пористости. 40

1.4.1. Методика выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости......................................................................................................................40

1.4.2. Методика проверки надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных......................................................................................41

1.4.3. Методика выбора среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект....................................44

1.4.4. Методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора.........................................................................................................47

1.5. Определение коэффициента нефтенасыщенности 47

1.6. Определение физико-химических свойств нефти 49 Глава 2. Изменение геолого-промысловых параметров залежи нефти в процессе разработки52

2.1. Бурение и освоение скважин 53

2.2. Первичные методы разработки 55

2.2.1. Динамика изменений эффективного нефтенасыщенного объема залежи в процессе разработки залежи на естественном режиме..............................................58

2.2.2. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи на естественном режиме..............................................................59

2.2.3. Динамика изменений физическо-химических свойств нефти в процессе разработки залежи на естественном режиме..............................................................61

2.3. Вторичные методы разработки 63

2.3.1 Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе

разработки залежи с использование методов заводнения.........................................64

2.3.2. Динамика изменений физико-химических свойств нефти в процессе разработки залежи с использование методов заводнения.........................................67

2.4. Третичные методы разработки 67

2.4.1. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи с использованием методов увеличения нефтеотдачи...............70

2.4.2. Динамика изменений физических свойств нефти в процессе разработки залежи с использованием методов увеличения нефтеотдачи...................................74

2.5. Классификация изменения геолого-промысловых параметров (открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти) в жизненном цикле нефтяных месторождений 76

2.6. Методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов 81

Глава 3. Применение предложенных методик и классификаций на исследуемых площадях..87

3.1. Оценка погрешности коэффициента пористости пласта Бз^п Лыдушорского месторождения 87

3.2. Определение среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект 93

3.2.1. Пласт БУЮ Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения........93

3.2.2. Пласт Озйп Мусюршорского месторождения..................................................94

3.3. Оценка степени достоверности определенного объема пустотного пространства пласта 96

3.3.1. Пласт БУЮ Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения........96

3.3.2. Пласт ОзАп Мусюршорского месторождения..................................................96

3.4. Определение влияния процессов разработки нефтяной залежи на динамику изменения геолого-промысловых параметров залежи Массив месторождения Алиан97

3.4.1 Эффективный нефтенасыщенный объем...........................................................97

3.4.2. Коэффициент открытой пористости................................................................102

3.4.3. Сопоставление оцененных начальных объемов нефти и параметров (2012 г.)

с результатами, полученными в 2000 г. по залежи Массив месторождения Алиан111

Заключение.....................................................................................................................................113

Список литературы........................................................................................................................114

Введение

Актуальность тематики исследований.

Одним из факторов, влияющим на полноту извлечения углеводородов, является наличие надежной и достоверной информации о строении, литолого-фациальной изменчивости, характере насыщения пластов и свойствах пластовых флюидов. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. При вводе залежи в разработку в результате технологического воздействия на залежь создается принципиально новая сложная динамическая геолого-промысловая система. Способность пористых сред пропускать через себя пластовые флюиды зависит от свойств породы и фильтрующихся флюидов, а также от скорости фильтрации, воздействия внешних физических полей, количественного соотношения и распределения фаз в поровом пространстве и других факторов. Вышеперечисленные факторы существенно изменяются в результате применения различных методов воздействия на залежь углеводородов. Техногенное воздействие на залежь приводит к изменению компонентного состава пластовых флюидов и, как следствие, к изменению значений параметров, характеризующих физико-химические свойства подвижной нефти. Таким образом, свойства пласта-коллектора и насыщающих его флюидов в значительной степени зависят от применяемой технологии воздействия на пласт, и изменяются на всем протяжении жизненного цикла месторождения. Данные, получаемые в процессе разработки, характеризуют текущее состояние залежи. На сегодняшний день при создании и адаптации геолого-гидродинамических моделей залежи используют фактические данные за весь период разработки, а геолого-промысловые параметры пласта остаются изначально определенными и неизменными, и, как следствие, степень достоверности результатов, получаемых на ЗД геолого-гидродинамических моделях, невысокая. Основными факторами, приводящими к неточной количественной оценке геолого-промысловых параметров, являются:

• измерительные и методические погрешности;

• отсутствие учета динамики изменения геолого-промысловых параметров пласта и физико-химических свойств нефти, происходящих вследствие технологических процессов, протекающих в резервуаре.

Большинство нефтяных месторождений в России и за рубежом находятся на завершающей стадии разработки. Для создания эффективной системы доразработки залежи необходимо учитывать изменения, произошедшие с пластом и флюидами за истекший период разработки залежи. Поэтому, создание методик оценки влияния процессов разработки залежей и точности определения значений геолого-промысловых параметров представляет актуальную проблему.

Цель работы. Создание методики оценки влияния техногенных процессов разработки нефтяных залежей, происходящих в жизненном цикле нефтяных месторождений, на динамику изменения геолого-промысловых параметров является основной целью исследований. Достижение цели базируется на решении следующих основных задач:

1. Анализ причин изменения геолого-промысловьтх параметров в процессе разработки нефтяных месторождений.

2. Анализ и обобщение причин появления погрешностей, возникающих на этапах измерения и обработки данных, используемых для определения геолого-промысловых параметров.

3. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

4. Разработка методик оценки погрешностей определения коэффициента пористости.

5. Разработка методики выявления механизмов изменения геолого-промысловых параметров в жизненном цикле месторождения.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач выполнены теоретические исследования, осуществлена обработка геолого-промысловой информации изучаемых месторождений. Обработка данных и решение поставленных задач осуществлялась с использованием методов математической статистики и соответствующего программного обеспечения.

Научная новизна.

1. Предложена классификация причин изменений открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти, для различных режимов разработки нефтяных месторождений.

2. Впервые разработана методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов.

3. Создана классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

4. Разработаны методики оценки величины погрешности коэффициента пористости.

5. Создана методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора.

Практическая значимость. 1. Практическая реализация методик оценки погрешности коэффициента пористости по данным петрофизических и геофизических исследований обеспечивает наиболее

достоверное среднее значение рассматриваемого параметра по скважине или зоне исследуемого пласта.

2. Выявлены причины и выполнена оценка погрешностей коэффициента пористости пласта D3fm Лыдушорского нефтяного месторождения.

3. Предложена формула для коэффициента достоверности оценки объема пустотного пространства пласта.

4. Выполнена оценка надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных для пласта Бз&п Мусюршорского и Лыдушорского месторождений.

5. Выявлены закономерности техногенного воздействия на эффективный нефтенасыщенный объем залежи нефти Массив месторождения А лиан в процессе разработки.

6. Применение методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, позволило уточнить начальные объемы углеводородов залежи Массив месторождения Алиан и доказать необходимость учета техногенных изменений параметров при построении и адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели залежи.

Защищаемые положения.

1. Созданы методики, позволяющие определить степень достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора, оценить погрешности коэффициента пористости и установить причины их возникновения.

2. Созданная методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, является необходимым инструментом процедуры адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели месторождения к данным истории разработки и корректировки существующей системы разработки залежи.

Апробация работы.

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах:

• IV Всероссийская научно-практическая конференция «Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты», проходившая в режиме online. - Москва, июнь -сентябрь 2011. - www.oilgasjournal.ru.

• Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа». Москва, 14-17 ноября 2011 г.

• Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения». Ухта, 3-4 февраля 2012 г.

• Конференция, посвященная 25-летию со дня основания ИПНГ РАН. Москва, 17-20 апреля 2012 г.

• II Конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг».

Москва, 11-12 мая 2012 г.

• Научные семинары лаборатории «Теоретических основ разработки нефтяных

месторождений» и общеинститутские семинары ИПНГ РАН.

Публикации.

По результатам исследований по теме диссертации опубликовано 9 работ, из них 4 статьи в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка использованных источников, который насчитывает 120 наименований. Содержание работы изложено на 122 страницах машинописного текста, включая 28 рисунков и 20 таблиц.

Работа выполнена в ИПНГ РАН, где автором получены основные теоретические результаты и реализованы разработанные методические положения.

Благодарности.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность научному руководителю д.т.н., профессору H.A. Еремину за постановку задач, обсуждение полученных результатов и ценные замечания, д.г-м.н., профессору Св.А. Сидоренко, д.т.н., профессору С.Н. Закирову д.т.н. И.М. Индрупскому, к.г-м.н. A.M. Хитрову, к.г-м.н. H.A. Скибицкой, к.г-м.н. Т.Ф. Соколовой, к.г-м.н М.П. Юровой, к.г.-м.н. H.A. Шабалину, к.т.н. О.Н. Сарданашвили, И.К. Басниевой за ценные советы, консультации и поддержку в процессе выполнения работы. Автор также выражает свою благодарность всем сотрудникам лаборатории «Теоретических основ разработки нефтяных месторождений» ИПНГ РАН за внимание и поддержку в ходе работы над диссертацией.

Глава 1. Достоверность геолого-промысловой информации об объекте

разработки

Для оценки объемов углеводородов и извлекаемых запасов, и проектирования разработки месторождений нефти, и газа необходима количественная информация о свойствах нефтегазовых пород-коллекторов (форма и объем залежи нефти и газа, коэффициенты пористости, нефтенасыщенности и проницаемости и др.) и насыщающих их флюидов (плотность, вязкость и т.д.). Используемая количественная информация, подразделяется на три группы:

1. Прямая - характеризующая непосредственно объект разработки (образцы породы, пробы флюидов и др.) Прямая информация связана с бурением глубоких скважин, имеет высокую себестоимость и носит дискретный характер, в связи с чем, она обычно используется в качестве эталонной (базовой), на основе которой оценивают достоверность определения геолого-промысловых параметров [76].

2. Косвенная - характеризующая свойства геологического объекта, полученные в результате геофизических методов измерений, которые с помощью установленных статистических зависимостей позволяют определить необходимые геологические параметры объекта разработки.

3. Априорная - характеризующая общие закономерности геологического строения, полученные на основе обобщения материалов геологоразведочных работ, которые используются при геологических построениях.

Эффективность разведки месторождения, его промышленной оценки и разработки, зависит от того, насколько оптимальным является комплекс прямых и косвенных методов, использованных при изучении разрезов скважин на стадии разведки месторождения.

Важнейшая характеристика качества измерений - их точность, которая для каждого конкретного измерения определяется точностью использованных средств измерений, а часто, и мастерством экспериментатора.

Вопросами точности определения геолого-промысловых параметров занимались В.М. Добрынин, Т.Ф. Дьяконова, М.Г. Латышова, H.H. Михайлов, В.П. Цирульников, O.A. Черников, В.Н. Широков и др. [35, 36, 37, 40, 41, 98, 106].

Основной показатель точности измерения - погрешность. Погрешность - это отклонение результата измерения от истинного значения величины [58].

В работе рассмотрены причины возникновения погрешностей при определении следующих геолого-промысловых параметров - площадь распространения и толщина продуктивного пласта, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, параметры характеризующие физико-химические свойства нефти.

1.1. Определение границ распространения коллекторов нефтяных залежей

Определение границ распространения коллекторов нефтяных залежей возможно по данным полевых геофизических исследований (сейсморазведка), по керну, отобранному из скважины и по данным комплекса геофизических методов исследования скважин. Границами распространения нефтяных залежей являются следующие поверхности:

• кровли и подошвы залежи, отделяющие продуктивные пласты от перекрывающих и по�