К оглавлению журнала

 

УДК 552.578.2.061.4

© Л.Е. Кнеллер, В.Н. Рындин, А.Н. Плохотников, 1992

ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД И ДЕБИТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО МАТЕРИАЛАМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ

Л. Е. КНЕЛЛЕР, В. Н. РЫНДИН, А. Н. ПЛОХОТНИКОВ (ВНИИГИС)

Использование методов ГИС для определения емкостных параметров, литологии пород, насыщенности общепризнанно [1]. Значительно менее разработаны вопросы оценки проницаемости пород и продуктивности нефтегазовых скважин по материалам ГИС, особенно в отложениях, представленных породами со сложной структурой порового пространства (трещинные, трещинно-гранулярные, трещинно-каверново-гранулярные). Непосредственное определение этих параметров весьма важно, так как они в первую очередь характеризуют фильтрационные свойства пород, и именно по сопоставлению с ними устанавливают граничные значения геофизических и петрофизических параметров, используемых при разделении пород на коллекторы и не коллекторы.

Известно определение проницаемости и продуктивности пород с межгранулярным типом пористости с использованием многомерных статистических связей [4], однако из-за частного характера связей, отсутствия универсальности и неразработанности для отложений со сложной структурой порового пространства целесообразно использование универсальных петрофизических и гидродинамических моделей с настройкой их, если необходимо, на конкретные геолого-промысловые условия.

Для гранулярного типа разреза предложено множество различных связей для оценки проницаемости пород по материалам ГИС. Физической предпосылкой для их получения является установленная связь проницаемости с пористостью, извилистостью поровых каналов, удельной поверхностью пород.

Как показали опробование и анализ, достаточно общей и наиболее универсальной для гидрофильных пород с гранулярным типом пористости является петрофизическая модель проницаемости, предложенная Коутсом-Дюмануаром [4], которую после некоторых упрощений и допущений, направленных на обеспечение ее работоспособности в недонасыщенных УВ и водонасыщенных коллекторах, можно привести к виду:

где Кпр абсолютная проницаемость; Кп открытая пористость; Кв.св – неснижаемая (связанная) водонасыщенность; w – показатель, близкий по смыслу к показателю цементации в формуле Арчи-Дахнова; k – коэффициент, зависящий от состава пород; с поправка за тип фильтрующегося флюида.

Для экспресс-оценки проницаемости рекомендуется задавать Ксугл=300; w=2. В таблице приведены зависимости (1), построенные по выборкам керна по различным месторождениям, которые подтверждают универсальность модели Коутса-Дюмануара.

Для определения дебита жидкости (нефти, воды), как показало опробование, целесообразно использовать в гранулярных коллекторах линейную модель дебита, которая с учетом размерности входящих в нее параметров имеет вид:

где Qж дебит жидкости, м3/сут; Е коэффициент совершенства вскрытия объекта, доли ед.; hэф эффективная толщина объекта, м; Кэф – эффективная проницаемость объекта, мД; Dр депрессия, равная разнице между пластовым и забойным давлением, атм; mж вязкость жидкости, сП; bж объемный коэффициент жидкости, доли ед.; rк и rcсоответственно радиусы контура питания и скважины, м.

Для определения дебита газа расчеты проводятся по двучленной модели, учитывающей отклонение закона фильтрации от линейного, особенно при высоких дебитах:

где Qг дебит газа, тыс. м3/сут; А и В фильтрационные коэффициенты соответственно в (атм2сут) /тыс. м3 и (атм2 *сут2) /тыс. м6; mг вязкость газа, сП; z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.; Тпл и Т0 соответственно температура пласта и на поверхности, К; dг плотность газа, г/см ; bг коэффициент турбулентности газа, доли ед.

По ГИС определяют hэф и Кпр.эф, все остальные параметры, входящие в модели дебитов (2)–(5), обычно бывают известны по данным геолого-промысловых исследований.

Для определения эффективной проницаемости гранулярного коллектора, как показала практика, можно рекомендовать следующие зависимости:

где Кпр.эф.н, Кпр.эф.в и Кпр.эф.г соответственно значения эффективной проницаемости по нефти, воде и газу; Кн.о коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Для трещинного типа разреза на сегодняшний день предложена одна модель проницаемости [2]:

где Кпр.тр коэффициент трещинной проницаемости; Аг густота трещин; М параметр, зависящий от характера распространения трещин (слоистая М =12, кубическая М =40,5, хаотическая M=29,6 трещиноватость); Кп.тр коэффициент трещинной пористости.

Задаваясь характером распространения трещин, величину Аг можно установить с использованием данных испытаний, и модель (9) становится пригодной при интерпретации данных ГИС.

Для трещинных коллекторов эффективная проницаемость равна трещинной, а модели дебитов аналогичны моделям для гранулярных коллекторов, только при фильтрации жидкости по трещинам может нарушаться линейный закон. Выражение для дебита жидкости имеет вид:

где А изменяется в атм-сут/м3, В атм*сут2/м6; dж – плотность жидкости, г/см3.

Обоснование модели фильтрации жидкости в трещинном коллекторе проводится с использованием данных испытаний.

Для трещинно-гранулярного типа разреза характерно наличие двух фильтрационных систем поровой и трещинной и с точки зрения гидродинамики его можно рассматривать как сложную среду, состоящую из вложенных одна в другую пористой и трещиноватой сред. На практике используют две основные идеализированные модели радиального течения пластового флюида к скважине: модель Каземи, образованную чередующимися слоями матрицы и трещин (рис. 1, а), и модель Уоррена-Рута, образованную блоками кубической формы, разделенными ортогональной сетью трещин (см. рис. 1, б).

В модели Каземи с учетом небольшой величины Кп.тр общая проницаемость равна сумме проницаемостей матрицы и трещин, а в модели Уоррена-Рута общая проницаемость равна трещинной проницаемости, а роль матрицы сведена к подпитке трещин.

В общем случае для определения проницаемости трещинно-гранулярных коллекторов данные ГИС используют для оценки Кп, Кп.тр, Кпр.тр и Кпр.м (проницаемость матрицы).

Модели дебитов в данном типе разреза аналогичны моделям для чисто трещинных коллекторов.

Как показывают теоретические и экспериментальные исследования [5], наличие в породах каверн и локальных микротрещин не может существенным образом сказаться на фильтрационных свойствах. Поэтому для интерпретации данных ГИС каверновую пористость учитывают при определении емкостных свойств и не рассматривают при оценке проницаемости.

Представленные модели проницаемости и дебитов легли в основу разработанной методики интерпретации данных ГИС с использованием материалов испытаний и керна, которая в общем виде включает в себя обоснование модели проницаемости, уточнение модели притока и коэффициента турбулентности, определение проницаемости и дебита конкретной скважины.

Обоснование модели проницаемости проводят для гранулярных коллекторов по данным керна, для чего находят уравнение регрессии связи Кпр=f(Кп/Кв.св) так, как это сделано для типов отложений в таблице.

Для обоснования модели трещинной проницаемости могут привлекаться данные испытаний и ГИС. По ГИС определяют Кп.тр, исходя из геолого-промысловых исследований устанавливают характер распространения трещин, определяют Кпр.тр по данным испытаний. По модели (9), зная Кп.тр, Кпр.тр и М определяют Аг.

Модель проницаемости трещинно-гранулярного коллектора обосновывается также с привлечением данных испытаний и ГИС. Для этого по ГИС, зная Кп.тр и Кп, рассчитывают значения Кпр.тр и Кпр.м соответственно, по данным испытаний определяют общую проницаемость объекта. Сопоставляя общую проницаемость объекта с величинами Кпр.тр+Кпр.м и Кпр.тр устанавливают модель фильтрации (Каземи или Уоррена-Рута).

Выбор модели дебита скважины проводят с использованием данных испытаний на различных режимах депрессии. Строят индикаторную диаграмму в осях DP–Qж для жидкости и (Pпл2–Pзаб2)–Qг для газа и по характеру индикаторной кривой устанавливают линейный или нелинейный характер притока, т. е. выбирают линейную или двучленную модель дебита.

При нелинейной фильтрации жидкости или газа для использования при прогнозе дебитов двучленной модели дебита (3)–(5) или (10)–(12) требуется уточнить значение коэффициента турбулентности bж(г). Процедура определения bж(г) связана с нахождением по индикаторным кривым фильтрационных коэффициентов А и В [4]. Далее, по этим моделям вычисляют значения bж(г). На основе большого числа обработанных индикаторных диаграмм по различным месторождениям установлены средние величины bж(г). Так, при фильтрации газа bг тяготеет к величине 1 • 1010 , при фильтрации жидкости bж=2- 1012.

Определение проницаемости и дебитов по конкретной скважине проводят по обоснованным моделям как в ручном варианте счета, так и на ЭВМ ЕС и персональных компьютерах.

Описанная методика опробована на материалах ряда месторождений нефти и газа Западной и Восточной Сибири, Узбекистана, Чечено-Ингушетии.

Полимиктовые коллекторы раннемелового возраста Западной Сибири имеют неоднородный гранулометрический состав и повышенное содержание глинистых минералов. Прогноз проницаемости и дебитов скважин выполнен по Ямбургскому, Ягунскому и Северо-Губкинскому месторождениям. По результатам интерпретации проведено сопоставление прогнозных (Qпp) и фактических (Qф) дебитов (рис. 2). Отмечается четко выраженная обратная корреляция относительной ошибки прогноза d=(Qпр-Qф)/Qф с величиной фактического дебита, что, на наш взгляд, связано с влиянием кольматации коллекторов, которое тем больше, чем хуже коллекторские свойства. Величина относительных ошибок прогноза дебитов для газоносных пластов в 46% случаев не превысила ±20%, в 77% случаев ±60 %. Аналогичная ситуация для нефтеводоносных пластов, для которых относительная ошибка прогноза продуктивности не превысила ±20 % в 28 % случаев и ±60 % в 66 % случаев.

На рис. 3 представлен фрагмент обработки данных ГИС по скв. 28 Юрубченской площади Красноярского края [3] в интервале залегания рифейских отложений, представленных трещинными карбонатами преимущественно доломитового состава. Здесь же приведено сопоставление прогнозных и фактических дебитов.

Предлагаемый подход к оценке проницаемости и дебитов по материалам ГИС имеет свои особенности и преимущества по сравнению с известным уровнем [4]. Он базируется на теоретических и экспериментальных петрофизических и гидродинамических моделях, а не на статистических связях. В то же время, если необходимо, предусмотрена настройка моделей по имеющемуся фактическому материалу.

В отличие от известных методик, возможно проводить оценку проницаемости и продуктивности в коллекторах сложного строения (трещиновато-гранулярно-каверновых), что является чрезвычайно актуальной задачей. Методика использует параметры, получаемые обычно при интерпретации материалов ГИС, поэтому легко встраивается в технологическую схему интерпретации и представляет ее развитие.

Методика реализована как в ручном варианте, так и автоматизирована и включена в различные системы интерпретации материалов ГИС, в частности, на персональных компьютерах. Таким образом, разработана и широко опробована методика оценки проницаемости и дебитов скважин по материалам ГИС, которая может быть использована для любых типов разрезов на различных стадиях поисков, разведки, разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Определяемые параметры позволяют рассчитывать на более однозначное выделение коллекторов по величинам граничных значений дебитов и проницаемости, прогнозировать состав притока, оценивать качество испытаний и способствовать их совершенствованию.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений).– М.: Недра.– 1978.
  2. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра.– 1986.
  3. Кнеллер Л.Е., Рыскаль О.Е., Скрылев С.А. Выделение и оценка коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Геология нефти и газа.– 1990.– № 12.– С. 10–14.
  4. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. М.: ВИЭМС.– 1991.
  5. Майдебор В.М. Об особенности разработки нефтяных месторождений с трещинными коллекторами. М.: Недра.– 1980.

ABSTRACT

Models representing permeability and production rates created for granular, fractured and fractured-granular reservoirs which are expected to be useful in well log data interpretation are discussed. Permeability and production rate assessment procedures using well logs, core and test data, including phases of feasibility study for the models of permeability, inflow, and turbulence coefficient, are provided. These methods have been realized in a hand-treated version and through computer usage. The results of interpreting the polymictic reservoirs of the Western Siberia and the fractured reservoirs of the Eastern Siberia are presented.

 

УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ Кпр=f(КпКв.св) ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ОТЛОЖЕНИЙ

Тип отложений

Уравнение регрессии

Коэффициент корреляции

Среднеквадратическое отклонение

Рифовые отложения Узбекистана

(Кпр)1/2=21,8(Кп/Кв.св)1,7

0,81

0,44

Надрифовые отложения Узбекистана

(Кпр)1/2=26,54(Кп/Кв.св)1,8

0,85

0,43

Полимиктовые отложения плато Устюрт

(Кпр)1/2=27,87(Кп/Кв.св)2,12

0,87

0,41

Полимиктовые отложения Северо-Губкинской площади

(Кпр)1/2=19,4(Кп/Кв.св)2,14

0,94

0,27

РИС. 1. МОДЕЛИ ФИЛЬТРАЦИИ ТРЕЩИННО-ГРАНУЛЯРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ КАЗЕМИ (А) И УОРРЕНА-РУТА (Б):

rc радиус скважины; Rк радиус контура питания; h – высота куба породы

РИС. 2. ДАННЫЕ ПРОГНОЗА ДЕБИТОВ В СРАВНЕНИИ С РЕЗУЛЬТАТАМИ ИСПЫТАНИЙ И ГИСТОГРАММЫ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ОШИБОК ПРОГНОЗА d ДЛЯ ГАЗОНОСНЫХ (ВВЕРХУ) И НЕФТЕВОДОНОСНЫХ (ВНИЗУ) ПЛАСТОВ:

1 – газ; 2 – вода; 3 – газ; 4 – нефть; 5 – вода; 6 – нефть; z – частота

РИС. 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ПРОНИЦАЕМОСТИ И ДЕБИТОВ В ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ СКВ. 28 ЮРУБЧЕНСКОЙ ПЛОЩАДИ