Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Разработка методики прогнозирования нефтеизвлечения и обводнения продуктивных пластов с учетом неоднородности коллекторов по геофизическим данным

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики прогнозирования нефтеизвлечения и обводнения продуктивных пластов с учетом неоднородности коллекторов по геофизическим данным"

ГОСУДАРСТВЕННА! КОМИТЕТ СССР ПО НАРОДНОЕ ОЕРАЗОЬАНИЭ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА имени П..М.ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 550.334.017

СИДОРЧУК ЕДЕНА АЛЕКСАНДРОВНА

РАЗРАБОТКА ¡¿ЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕИЗЗЛЕЧЕКИЯ И ОБВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С УЧЕТОМ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИ!! ДАННкМ

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 1991

ггис*"а выполнена в Государственной Академии нефти к газа ;*.:.;cj:-.i- '/■■.!.'.. Губкина.

Научный руководитель : кандидат геолого-минералогических наук, доцент Золоева Г.М.

Официальные иппоненты : доктор технических наук, профессор

Денисов G.B.

кандидат технических наук Михайлов H.H. Вгдучзе предприятие : ВНИИГИС HI10 "Ссюзпромгеофизика"

з ____ час. на заседании специализированного совета Д.053.27.08

при Государственной академии нефти и газа ил.И.М.Губкина по адресу: 117517 г.Москва, ГСи-1, Ленинский проспект,65.

С диссертацией мокн" ^знакомиться в библиотеке Академии.

Зацкта диссертации

Автореферат разослан

Ученый секретарь Специализированного

Совета, кандидат технических не-— доцент

Кривко К.К.

»

с /

—0Ь1ЙдЯ ХАРАКТЕгасТу1Кл РА^ОТа

Актуальность проблемы. Достоверное определение извлекаемых запасов нефти и газа является актуальной задачей при разработке комплексных программ развития нефтегазодобывающих регионов страны на длительный период, выработке мероприятий по наиболее оптимальному извлечении полезных ископаемых из недр с соблюдением требований по охране природы.

Однако, определение извлекаемых запасов нефти и газа во многих случаях осуществляется достаточно условно, что связано со сложностью достоверной оценки коэффициента извлечения.

Для оценки процесса нефтеизвлечения рассматриваются различные показатели, основными из которьссявляются коэффициенты безводной, текущей и конечной нефтеотдачи, коэффициент вытеснения и коэффициенты охвата процессами заводнения и вытеснения, для определения этих показателей существует несколько способов, ясе они требуют большого количества геолого-промысловой информации, сложных расчетов.

Большими возможностями для сценки коэффициента извлечения и показателей, участвуюких в его расчете, обладают методы ГИС. Они позволяют получить информацию о пространственном распределении таких параметров, как проницаемость, пористость, насыщенность. Методы ГИС используются для оценки коэффициента вытеснения. Но этим не исчерпываются их возможности.

Важным фактом, влияющим на процесс нефтеизвлечения, является геологическая неоднородность объекта разработки как по литологии, так и по коллекторским свойствам. Однако, полезная информация, полученная по данным ГИС, для учета влияния геологической неоднородности на процесс нефтеизвлечения используется не в полной мере. ■

к

Поэтому целью диссертационной работы является повышение эффективности использования информации о неоднородности коллекторов, установленной методами ГИС, при прогнозировании коэффициента извлечения нефти и характера обводнения продуктивных пластов.

Задачами исследования являются:

- обоснование методических приемов оценки проницаемости терригешшх коллекторов;

- изучение и оценка геологической неоднородности по проницаемости по разрезу и площади месторождения;

- разработка методики прогнозной оценки коэффициентов охвата процессом вытеснения и извлечения с учетом геологической неоднородности по данным ГНС;

- изучение модели коллектора и анализ характера обводнения объекта разработки с учетом его геологической неоднородности в процессе эксплуатации месторождения по данным ГНС.

Основным объектом исследования являются терригенные отложения девона (пласт Д1) Туймазинского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки. Был выбран небольшой участок в центральной части месторождения, характеризующийся сложным геологическим строением и в связи с отим представляющий интерес для изучения влияния геологических факторов на процесс нефтеизв-лечения. При выборе участка для исследований учитывались пожелания местной геологической службы, продиктованные необходимостью получения более обоснованных рекомендаций по размещению новых нагнетательных и эксплуатационных скважин и выявлению застойных зон.

На данном участке пробурено около 350 скважин, из которых 13^ скважины участвовали в проведении наших исследований.

Несмотря на большоо количество материалов, как по ГИС, так и других гоолого-промуеловых данных и керна, были встречены

трудности при использовании этих материалов для расчетов. Конечно, в основном, это связано с объективными причинами. Для проведения исследований необходимо было месторождение, находящееся а поздней стадии разработки, чтобы иметь возможность провести наиболее полный анализ процесса нефтеизвлечения. Недостаточно полный комплекс ГИС (сКЗ,КС,ПС,КВ, иногда МЗ,йК,БК,ГМ) в начальной и основной стадии разработки не дал возможность использовать оо-лее точные методики оценки ряда параметров пласта, например, Кно. Также часть геолого-промысловых материалов не била использована из-за плохого качества, например, материалы рзсходо- и дебитометрии.

Научная новизна работы состоит ч ток, что в работе впервые для изучаемых коллекторов:

- получена зависимость для оценки проницаемости по данным методов ГИС, основанная на комплексной интерпретации данных методов сопротивлений и потенциалов собственной поляризации;

- установлено наличие тесной корреляционной зависимости Кохв с неоднородностью по проницаемости;

- осуществлена прогнозная оценка коэффициента охвата процессом вытеснения по данным ГМС с учетом неоднородности коллекторов;

- показано влияние неоднородности коллекторов на характер перемещения БКК в процессе разработки месторождения;

- доказана необходимость использования геофизической информации о неоднородности при прогнозной оценке характера обводнения коллекторов.

Практическая ценность выполненной работы заключаете,1 в следующем:

- усовершенствована методика оценки проницаемости коллекторов терригенного девона и получена зависимость параметра

о: К , позволяющая производить оценку Кпр по данным методов со-п.эгквления и ul с высокой точностью;

- на основе анализа перемещения ВНК во времени и характера ооьоднения пласта Д1 с учетом его неоднородности выделены зоны, где отоор нефти осуществлен не полностью, что является предпосылкой для бурения новых эксплуатационных скважин в этих зонах и соответственно повышения коэффициента извлечения нефти из недр.

Реализация работы. Методические рекомендации, данные автором, приняты к внедрению в нефтегазодобывающем управлении "Туй-мазанефть".

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 5 работах и изложены в 3 тематических отчетах по НИР.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, б разделов и заключения, содержит "НО страниц машинописного текста, ч-таблицу, 38 рисунко£ и списка литературы из 63 наименований.

В диссертации обобщены результаты исследований автора за время аспирантуры в ЫЛНГ им.И.М.Губкина по изучению неоднородности терригенных коллекторов девона Туймазинского месторождения.

Автор благодарен к.г.-м.н. доц. Золоевой Г.М., под чьим научным руководством выполнена диссертационная работа. Автор с признательностью отмечает большую роль сотрудников кафедры Неймана Е.А., Алтухова £.Е., Филатова З.Н. в помощи расчета на ЭВМ См-ч, сотрудников вычислительного центра ВНИИГйСа также в помощи построения карт на ЭВМ ЕС-22, главного геолога НГДУ "Туйма-занефть" Якупова Ф.М. и сотрудников геологического отдела этой организации. Всем перечисленным товарищам автор выражает искреннюю благодарность.

СОД£РлАНИЕ ДИССЕРГАЦИИ

В первом разделе кратко даны общие сведения о геологическом строении и типе коллектора пласта Д1 'Гуймазинского месторождения. Значительные запасы нефти на Туймазинском месторождении приурочены к песчаным пластам Д1 и Д2. Предметом изучения в настоящей работе являлись терригенные отложений пзшийского горизонта А1, представленные песчаниками и песчано-алевролитовами породами с прослоями аргиллитов. Тип коллектора пласта Д1 - кежзерновой.

Нижняя граница пласта Д1 проводится по кровле аргиллитовой пачки, которая является литологическим разделом между песчаниками пластов Д1 и Д2 и называется "глинистый раздел". Верхняя граница пласта Д1 проводится по подошве репера "верхний известняк".

Породы-коллектора пласта Д1 представлены мономинеральными, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами- Содержание зерен полевых шпатов составляет около 2$. Цемент преимущественно контактовый, прослоями глинистый и карбонатный. Содержание глинистого цемента обычно не превышает '¿% и редко доходит до 12%. Зерна кварца окатанные и полуокатанные, размеры их в основном менее 0,25 мм. Мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты характеризуются частыми взаимными переходами и составляют один комплекс пород-коллекторов, называемые в большинстве случаев просто песчаники.

Породы-коллекторы переслаиваются и замещаются плотными глинистыми алевролитами и аргиллитами. Общая толщина пласта Д1 достигает чо,6 метров.

В промысловой практике пласт Д1 делится на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю. В верхней пачке достаточно четко выделяются два прослоя (Л1а и Д16). Выделение отдельных прослоев в разрезах средней и нижней пачек является весьма условным, ввиду

их частой сливаемосги и изменчивости по разрезу.

Нижняя пачка пласта Д1 развита только там, где подстилающие средние пачку глинистые породы размыты. Песчаники нижней пачки залегает в виде узких извилистых полос, ориентированных , общем с севера-северо-запада на юго-юго-восток, и небольших линз. Часто песчаники нижней пачки сливаотся и с песчаниками средней пачки. Поэтому как объект разработки нижняя пачка всег да рассматривается совместно со средней пачкой.

Средняя пачка является основной частью пласта Д1. Песчани ки средней пачки хорошо отсортированы, выдержаны по площади.Пе счаники обеих пачек характеризуется высокими коллекторскими свойствами (коэффициент пористости Кп = ¿1%, коэффициент прони

о

цаемости Кпр = 485 фм ). Однако наблюдается значительная изме

чивость их по разрезу и площади. Коэффициент пористости коллек

р

торов изменяется от 12 до 27$, а Кпр - от нескольких фм до ¿500 фм2.

Коллекторы верхней пачки обычно отдалены прослоями аргилд тов и глинистых алевролитов от песчаников средней пачки.

В разрезе верхней пачки выделяются два прослоя коллекторе Д1а и Д1б, которые залегают в виде извилистых полос, реке небо лыаих"линз. Наиболее выдеркан по площади нижний прослой - Д1 По сравнению с песчаниками сродней и нижней пачек песчаники верхней пачки наименее отсортированные, наиболее алеаритистые глинистые. В связи с этим коллекторские свойства их ниже, чем песчаников средней и нижней пачек. Средняя пористость песчаник верхней пачки составляет 15£, средняя проницаемость - 55 «м*". Имеются участки, где оба прослоя имеют особенно .низкие коллекторские свойства.

до второй разделе дан обзор существующих методик расчета коэффициента извлечения нефти.

В общем случае, коэффициент иэдгечеиия нефти из недр оправляют как отношение количества добитой нефти к ое геологическим запасам О^од-

Кизв - С1)

т-еол

На основе исследований различных специалистов установлено, что нефтеотдача пластов зависит от большого числа факторов, которые можно разделить на две группы - природные (геологические) и технологические.

По мнению многих исследователей существенное влияниэ на нефтеотдачу пласта оказывают следующие геологические факторы: отношение вязкостей нефти и воды; проницаемость пород и неоднородность по проницаемости, изменчивость вязкости нефти. Эффективная нефтенасыщенная толщина, пористость пород и неоднородность по пористости; нефтеиасыщенность; геологическое строение залежи.

Для определения коэффициента извлечения существует несколько методов, различающихся способом подсчета и зависящие от стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Эти методы могут- быть объединены в две большие группы: 1) статистические и экстраполяционные, 2) гидродинамические. Для более быстрой оценки коэффициента извлечения применяют экспресс-методы. Среди них-выделяют: статистический, экстраполяционнни и "локоэфрици-ентный"-.,.

При разработке нефтяных месторождений искусственное поддержание пластового давления чаще всего осуществляют путем заводнения залеха. При. таком, способе проектируемые извлекаемые запаси определяются через коэффициент извлечения, рассчитываемый как произведение коэффициентов вытеснения - , охвата пласта про-

цац

исами вытеснения и заводнения - К

охв

Ьизв = Квыт' Кохв (2)

коэффициент вытеснения нефти водой определяется из соотношения:

К = Кн - "но (3)

выт ^--* ^

н

где Кн - коэфрициент начальной нефтенасыщенности, Кн0 - коэффициент остаточной нефтенасыщенности. Для определения коэффициента охвата применяют различные эмпирические зависимости, вероятностно-статистические методы, карты распространения зональных интервалов, что предполагает проведение детальной корреляции разрезов в скважинах.

В третьем разделе приведены существующие методики оценки проницаемости и проводится обоснование методических приемов для определ'-чия проницаемости коллекторов девона Гуймазинского месторождения.

Определение проницаемости изучаемых коллекторов осуществлялось по комплексу методов потенциалов собственной поляризации СП и кажущегося сопротивления. Выбор данного способа был обусловлен тем, что в начальный период разработки Туймазинского месторождения применялся весьма ограниченный комплекс ГИС. Преимущество этого способа и в том, что ок позволяет определять проницаемость как в зоне предельного нефтенасыщения, так и в водонефтя-ной.

Такая оценка проницаемости основывается на уравнении Казе-ни-Кармана, имеющем вид:

Кпр " С)

На кафедре ГйС МИНГ им.И.М.Губкина было предложено преоб-

разование этого уравнения к виду, удобному для использования параметров, определяемых а процессе геофизических исследований скважин.

Предполагая, что удельная поверхность Бф каналов фильтрации связана с удельной поверхностью всех каналов соотношением S./S,, = К,, - i - К„ „„ , урзвнение пазени-Ларка.ча

'Л К 1 i , Д П

приводится х слецуюцзму ьиду

. Ъ С1-кв>свГ

пр i'2n Ч

где К - коэффициент связанной води; ап - коэффициент в уравнении ? - = коэффициент, учитывающий форму каналов.

5 результате дальнейших преобразований получается;

КпР

^^Ф-Г-В-у. (5)

lU - ^ - hB,cB^cnJ ?Eni

где 3 - коэффициент, изменяющийся в небольших пределах; сСсп - относительная амплитуда СП.

Таким образом, функция , определяемая по данным П1С, моует быть принята за параметр, характеризующий проницаемость коллекторов. Т.е. для оценки параметра необходимо располагать результатами исследований методами потенциалов собственной поляризации, кажущегося сопротивления, а также оценками пористости, выполненными по одному из методов ГиС.

Ляя определения о£сп требуется знание поправки вводи-

мой в кзблюденную амплитуду ЛЦ,^ за толщину прослоя и его удельное сопротивление. При детальной разбивке интервала на прослои с учетом его неоднородности и для точной оценки его удельного сопротивления предпочтение отдается боковому каротажу. 3 наших исследованиях используются материалы ГМС по скважинам

1ÍL

старого фонда, в которых БК не проводился, а присутствовали данные стандартной электрометрии (потенциал-зонд N7,5i'10,75A). Чтобы убедиться в правомочности использования данных потенциал-зонда для расчета параметра ^ , было проведено сравнение параметра

||| , рассчитанного с привлечением данных ЬК и потенциал-зонда. Такое сравнение было сделано по данным шести оценочных скважин: ¿003, 2004, 2006, 2010, 2017, ¿018, в которых проведен полный комплекс IMC.

Величины параметров и практически совпадают

(R = 0,998), т.е. для определения параметра можно использовать потенциал-зонд с больной уверенностью.

о

для получения проницаемости -а абсолютных единицах (фм ) было проведено сопоставление параметра ^ и проницаемости,полученной по данным представительного керна в этих скважинах. По эти;-; сопоставлениям были, рассчитаны уравнения:

с> Кпр.керн= ~°'67 + ^ С^ Y"""3)0'61 ü,07 (б)

б> КпР.кеРн= "5'29 + R-0.B7 (7)

Анализ полученных уравнений позволяет сделать следующий вывод. Для определения Кпп коню использовать любое из приведенных уравнений. Уравнения подобны друг другу и имеют одинаковый коэффициент корреляции. Для Туйказинского месторождения, где в скважшах старого фонда не проводился вК, для определения коэффициента проницаемости использовалась зависимость, полученная с применением потенциал-зонда.

Также был рассчитан параметр ijj при сплошной обработке комплекса методов СП + КС (П-d + ьК), .т.е. через каждие 0,4 и разреза. Таким образом, рассчитанный параметр был сопоставлен с данными представительного керна и получены уравнения связи

а) Кпр.к0рн= -г-61* + г'9й С^7П"3)0'39 а=0,8Ь (8)

С целью оценки достоверности рассчитанных по уравнениям (б)-(9) коэффициентов проницаемости было проведено сопоставление этих коэффициентов, полученных по ГИС, с коэффициентами проницаемости, определенными по керну. 5 результате было получено удовлетворительное совпадение сравниваемых признаков.

Четвертый раздел посвящен изучению неоднородности коллекторов. Приведена общая характеристика неоднородности, даны критерии ее количественного выражения. Для этого используются методы математической статистики и геологические коэффициенты неоднородности. Показаны возможности методов ГИС для определения геологической неоднородности. В этом случае привлекают методы математической статистики, используя показания соответствующих методов ГИС. При этом не учитывается характер расчлененности объекта.

Учет степени расчлененности объекта исследования и изменчивости его свойств можно осуществить, используя критерии,предложенные кафедрой МИНГ им.И.Н.Губкина:

Р - коэффициент средней вертикальной расчлененности объекта

р = ^экс

Н

где П.эко - число экстремумов на диаграмме изменения параметра X; Н - интервал глубин, на котором это число подсчитано, и - коэффициент средней вертикальной изменчивости N

И -

н • X

представляет собой сумму модулей относительных изменений пара-

мо. X. йз названных характеристик расчлененности и изменчивости могут быть получены производные характеристики. Например, пооиззедение РхИ . Использование этой характеристики более це-ласоооразно, чем раздельное использование Р и 11, так как в этом случае одновременно учитывается как степень расчлененности,так и интенсивность изменения свойств изучаемого объекта.

6 этом разделе приводятся результаты изучения геологической неоднородности исследуемого участка по данным ШС.

Пласт Д1 характеризуется слоеным строением, изменчивостью литологического состава пород и фильтрационно-емкостных свойств. Это прослеживается при анализе корреляционных схем, построенных по разрезам скважин, по линиям, простирающимся с юго-запада на северо-восток и с юга на север. Неоднородность пласта проявляется даже в скважинах одного куста, расстояние между вертикальными стволами которых в пласте Д1 не превышает 100-150 метров. Каждая пара этих скважин имеет общее устье, но разные забои. Такое сильное изменение строения пласта Д1 связано со сложностью процессов седиментации, приведших к образованию песчано-алевроли-товых тел разной формы и протяженности.

Поэтому не вызывает сомнения необходимость изучения, оценки и учета неоднородности коллекторов пласта Д1, даже на завершающем этапе разработка Туймазинского месторождения.

Количественная оценка неоднородности пласта Д1 осуществлялась с использованием комплексного критерия РхЦ* Изучалась неоднородность по проницаемости. Реализация данной методики осуществлялась с применением ЭВМ и специальной программы, созданной доц. К.А.Нейманом. В программу заложены зависимости °*сп и ^пр полученные для коллекторов девона

Туймазинского месторождения.

Сопоставление величин проницаемости с пористостью и неодно-

i5

родностыо для 21 скважины, пробуренных до 1950 года, т.е. до-начала активной разработки пласта с применением заводнения, показало высокую тесноту связи КПр с Кп (R = и,Ь) и несколько ухудшенную тесноту связи К0р с РхЦ. (К. = 0,73). Увеличение неоднородности пласта Д1 в конкретной скважине приводит к снижению средневзвешенного по толщине значения проницаемости.

Изучено влияние неоднородности пласта 41 на его добычные возможности. Для этого было проведено сопоставление начального средне-суточного дебита с параметром Pxtl. Нами получено наличие довольно тесной связи Q^ =j(Pxll) для изучаемых коллекторов, что позволяет рекомендовать такие зависимости для прогноза дебита скважин по материалам ГНС.

Сопоставление накопленной добычи нефти с параметром КпрхК, характеризующем гидропрозодность пласта Д1, для скважин, в которых обводненность достигла 95-99%, показало довольно тесную связь между сравниваемыми параметрами, т.е. с увеличением гидропроводности и снижением неоднородности увеличивается суммарная добыча нефти. Для нескольких скважин получены довольно низкие величины Од при сравнительно высоких значениях гидропроводности. Это кокет свидетельствовать о том, что в данных скважинах пласт Д1 выработан не полностью, т.е. в нем осталась не-извлэченная нефть.

В пятом раздела дается прогнозная оценка коэффициента извлечения нефти по данным ГИС.

Для оценки коэффициента извлечения существуют различные способы, в том числе о применением методов ГИС. Последние, в первуз очередь, используются для оценки коэффициента вытеснения и установления характеристик неоднородности коллекторов, от которых зависит коэффициент охвата процессом вытеснения. Однако, в настоящее время отсутствуют способы прогнозной оценки К по

методам ГИС с учетом неоднородности коллекторов. Решение этой задачи и явилось предметом наших исследований.

Из уравнения (2) следует, что Кохв можно рассматривать как отношение К6хв = Кизвл/Квыт.

Поэтому, располагая в конкретной скважине информацией о начальных геологических запасах, суммарной добыче нефти и Квыт> установленному с использованием геофизических методов, можно оценить Кохв.

Благоприятным фактором на Туймазинском месторождении является то, что большая часть скважин практически достигла конечного коэффициента извлечения нефти, т.е. обводненность продукции превышает 95$.

При выборе скважин для проведения настоящих исследований руководствовались следующими соображениями. Во-первых, скважины должны были располагаться внутри начального контура нефтеносности, чтобы иметь возможность объективной оценки начального коэффициента нефтенасыщенности К„. Во-вторых, комплекс ГИС в этих

н

скважинах должен включать замеры микрозондами, чтобы оценить величину остаточного коэффициента нефтенасыщенности и затем определить Квыт. И, в-третьих, достигнутый коэффициент нефтеизв-лечения в этих скважинах должен быть равным или близким к конечному.

К сожалению, второе условие оказалось выполнимым только для части скважин, поскольку в скважинах, пробуренных в начальной стадии разработки месторождения, замеры микроэкранированны-ми зондами не проводились, а измерения обычными микрозондами осуществлены только в 8-ми из выбранных 19-ти скважин. Поэтому в остальных скважинах осуществлена приближенная оценка Кн0 по зависимости К^ = }(КП х КПр). Зависимость Кн0 от КпхКПр неоднозначна. Сначала, с ростом фильтрационно-емкостной характе-

ристики пласта происходит снижение остаточной нефтенасыщеннос-ти, затем увеличение ее. Аналогичный характер зависимости бил установлен ранее при сопоставлении Квцт с Кп для изучаемых пород. То есть коллекторы девонских отложении можно разбить на три типа. Первый тип - с ухудшенными ФЕС и литологически представленный алевролитами, в разной степени заглинизированными. Второй тип представлен песчаниками с ухудшенными коллекторски-ми свойствами. К третьему типу принадлежат наиболее чистые, хорошо отсортированные кварцевые песчаники с высокими ФЕС.

Увеличение степени промывки пласта, сложенных коллекторами первого типа, с улучшением их коллекторских свойств связано, главным образом, с уменьшением их глинистости и увеличением проницаемости, что приводит к более полному вытеснению нефти из порового пространства. Наилучшее вытеснение наблюдается в коллекторах второго типа, где диаметры пор ^ПОр соизмеримы с диаметрами каналов <£ка1^ соединяющих их. Снижение степени промывки в коллекторах третьего типа можно объяснить теп, • что для них характерно существенное превышение над

^кан' а;:тивном процессе вытеснения нефти из этих коллекторов, обусловленном их зысокой проницаемостью, в первую очередь и, главным образом, ¿вытесняется нефть из каналов, соединявших поры, и центральной части пор. Неизвлеченной остается нефть з местах расширения и узлах пор. «Коэффициент нзфтеизвлечения Кизв определяется как отношение всей добытой нефти 0. к начальным геологическим запасам &гесп-

Геологические запасы по каждой скважине были рассчитаны с использованием методов ГйС. Определение величины площади дренирования 5 для каждой скважины осуществлялось следующим образом: площадь дренирования равна площади многоугольника, вершины которого располагаются на половине расстояния иедду со-

седни.чи сквами.чами.

Величина фактически добытой нефти устанавливалась по даннь-.ч геолого-промыслоБой службы НГДУ "Туймазанефть". Для этих ко скважин бал рассчитан комплексный параметр неоднородности по про> нлцаемости и проведено сопоставление Кохв =Х(Рх11). Эти связь гиперболическая с коэффициентом корреляции, равным 0,73.

При последующем анализе этой связи выделены две группы скважин. В первую группу еошли скважины, где пласт Д1 представлен чередованием коллекторов, однородных по проницаемости с не-коллехторзми. Во второй группе - чередование коллекторов, т.е. сосюявдми из нескольких прослоаз, с неколлекторани. Коэффициент корреляции для уравнения связи К0ХБ о неоднородностью для порази группы скважин составляет 0,ой, что существенно выше величины коэффициента корреляции, полученного для дзух групп,т.е. теснота связи Кохв с неоднородностью увеличивается, следовательно, увеличивается и точность его прогнозной оценки, если пласт Д1 представлен чередованием однородных по проницаемости прослоев коллектора с непроницаемыми породами.

Сравнительный анализ коэффициентов нефтоизвлечения, получе! ных на на для рассматриваемого участка и по данным НГДУ "Туймазанефть" показал, что в первом случае он равен 0,44, а во втором 0,75, при коэффициенте использования запасов 1,0Ь. Получение таких высоких значений коэффициентов нефтеотдачи и использование запасов по данным НГДУ на этом участке объясняется тем, что здесь предполагают возможность перетоков нефти из пласта Д2 в д1. В наших расчетах мы исключили из рассмотрения скважины, рас положенные в зонах, где возможны перетоки. В то же время оценка Кизз проведена не для всех скважин, пробуренных на данном участ ке, что также могло привести к занижению рассчитанного коэффици

энта'нефтеизвлечения. Несмотря на это, можно все же предположить, что он ближе к истинному, следовательно, на данном участке использованы далеко еще не все резервы для повышения нефтеотдачи пласта Д1. Для сравнения следует отметить, что коэффициент нефтеотдачи по всему Туймазинскому месторождению на 1.01.91 г. по данным НГДУ "Туймазанефть" составил 0,463. Это еще раз подтверждает справедливость наших оценок.

Проведенные исследования позволяют сформулировать следующий методический подход для осуществления прогнозной оценки коэффициента нефтеизвлечения по данным ГИС.

1. Для оценки Кизв может быть использовано уравнение

^изв ~ ^выт ' ^охв

2. Коэффициент вытеснения нефти определяется по данным ГИС по известным методикам. При этом необходимо обязательное включение в комплекс методов ГИС, позволяющих с высокой точностью определять коэффициент остаточного недзтенасыщения коллектора (в первую очередь, микроэлектрических методов).

3. Для определения Кохв необходимо иметь зависимость

Кохв ={(Р хЫ). На стадии первого подсчета запасов можно использовать зависимость для аналогичных коллекторов, полученные на соседних месторождениях. В дальнейшем, в процессе разработки месторождения должно быть проведено уточнение данной связи для коллекторов изучаемого месторождения и, следовательно, уточнение коэффициента извлечения нефти.

В разделе 6 показано влияние неоднородности коллекторов на процесс обводнения пласта Д1 в процессе эксплуатации месторождения.

На Туймазинском месторождении впервые была осуществлена в крупных маситабах разработка скважин с поддержанием пластового

давления заводнением. При этом характер обводнения продуктивных пластов был довольно сложный. Заводнение пласта Д1 происходило неравномерно из-за естественных перетоков воды из пласта Д2 в пласт Д1. Процесс обводнения был значительно усложнен в связи с освоением внутриконтурносо-и блокового заводнения. Перетоки воды и нефти из пласта :Д2 в пласт -Д1 создали-условия преждевременного обводнения продуктивных-пластов в центральной части-залежи. В периферийных частях месторождения обводнение связано с интенсивным движением воды, по йолее-проницаемым участкам. Все указанное определило неравномерный- характер-распределения остаточных изв- . лекаемых запасав .нефти-как по площади, так и-по толщине пласта. В связи с этим важное* значение. для добычи нефти имеет разработка. заводнанных. участков с высокой остаточной нефтенасыщенностыо.

Поэтому задачей наших исследований было изучение возможностей и повышение эффективности методов ГЯС для выявления зон, не подвергшихся активной разработке. С этой- цель»-изучалось влия-ниа геологической неоднородности пласта Д1 и его ФЕС на характер обводнения.

Анализ обводнения пласта Д1 проводился за время с 1945 по 1990 годы. При этом рассматривалось несколько периодов (через каждые пять лет).. Первым этапом исследований было изучение пространственной модели коллектора с помощью карт распределения Нзф. Кп. КпрГ РхН.. Далее строили карга распределения Кп, КПр и Рх11 но состоянию на 1950, 1955,. 1560,, 1965 и 1990 годы с учетом данных о продвижении ВНК во времени по площади участка. Такой анализ карт позволяет сделать вывод о том, что продвижение контура нефтеносности происходит,, в первую очередь, на-той части площади, где распространены наиболее однородные коллекторы с высокими значениями Кп и К^; Зоны, характеризующиеся высокой неоднородностью и ухудшенными коллекторскими свойствами обводня-

втся очень медленно. Это позволило использоватъ карты распределения Кпр и Р х11 .для выделения высоконеоднородных зон, в хото-рых возможна неизвлеченная нефть. В процессе выполнения работы обнаружилось влияние заводнения на фильтрационные свойства коллектора.

Анализируя кривые метода СП в скважинах одного куста, пробуренных в разные годы, можно видеть снижение максимальной амплитуды СП против чистых песчаников. Это может быть связано с изменением минерализации вод, насыщавших горные породы. Оценка коэффициента проницаемости, осуществленная по этик скважинан,показала, что "в результате прохощения фронта опреонзкноя воды,закачиваемой в пласт, величина КПр уменьшается. Таким образом, в процессе разработки месторождения при осуществлении закачки опресненной воды в пласт произошло снижение фильтрационных, а следовательно, я емкостных свойств, что такие приводит к снике-иип степени выработки пласта. Выявить эти факторы и-оценить ех влияние на процесс извлечения нефти в наиболее полной мере могут методы ГйС.

В заклочзнм! подзодитдя ягог. проведенным, исследования».При этом необходимо отметить, что оценка коэффициента извлечения нефти коггет быть проведена в значительной степени по данным геофизических исследования скважин на этапе разведки и в начальной стадии разработки «зсторокдения.

Для этой цели необходимо целенаправленное проведение геофизических исследований сквакин, позволяющих получить коэффициент проницаемости и коэффициент вытеснения нефти, смеете с тем, геофизические исследования дают возможность объективно и подробно охарактеризовать неоднородность пластов, и тен самый оценить коэффициент охвата.

В процессе репения поставленных задач получены следующие

2.2

результаты:

- установлена зависимость параметра у от проницаемости, позволяющая оценить КПр по комплексу КС + СП с достаточно высокой точностью ;

- установлено влияние неоднородности коллекторов по проницаемости на величину начального дебита скважины (1н, позволяющее для коллекторов изучаемого типа осуществить прогнозирование

V

- установлена корреляционная зависимость коэффициента охвата с неоднородностью по проницаемости, которая позволяет использовать информацию о неоднородности коллекторов для прогнозирования Кохв и коэффициента извлечения по данным ГИС ;

- анализ процесса обводнения пласта Д1, проведенный за период с 1945 по 1990 годы, позволил дать рекомендации по прогнозу характера обводнения терригенных коллекторов по данным ГИС с учетом их неоднородности и выявлению участков, в которых могла остаться кеизвлеченная нефть.

Основные положения,' защищаемые в диссертационной работе.

I. Методика прогнозирования коэффициента охвата вытеснением с учетом неоднородности коллекторов по данным ГИС.

¿. Методика прогнозирования обводнения продуктивных пластов с учетом неоднородности и 9ЕС коллекторов по данным ГИС.

Список опубликованных работ по диссертации.

I. Влияние неравновесного теплового поля в системе "скважина-пласт" на результаты электрического каротажа. Сб.тезисов "Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа в Западной Сибири". Тюмень. 1987 (соавторы Нелепченко О.М., Ручкин А.В., Фоменко В.Г.).

2. Влияние нарушения теплового равновесия в скважине и окружающих ее породах на результаты'определения электрических параметров по данным ГИС. "Геология нефти и газа", вып.1. М., 1989 (соавторы Ручкии a.B., Фоменко В.Г.).

3. Сидорчук Е.А. использование данных ГИС для выяления неизвлеченных запасов нефти з терригенных коллекторах. Тезисы докладов на Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. Волгоград. 1990. С.22.

Сидорчук Е.А. Учет неоднородности коллекторов при выявлении неизвлеченных :запасов нефти. Тезисы докладов Всесоюзной конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны". iL, 1991. С.9.

5. Сидорчук Е.А., Золоева Г.М. Изучение процесса вытеснения нефти в неоднородных по проницаемости пластах-коллекторах по данным ГЙС. В сб. "Совершенствование технологии интерпретации петрофизического обеспечения геофизических исследований нефтегазовых скважин". Ji., 1991.