CC BY
32
УДК 550.832+532.546
Г.В. Нестерова, А.А. Кашеваров, И.Н. Ельцов ИНГГ СО РАН, ИГиЛ СО РАН, Новосибирск
ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО ДАННЫМ ПОВТОРНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ В СКВАЖИНЕ
G.V. Nesterova, I.N. Yeltsov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Koptyug, 3 , Novosibirsk, 630090, Russian Federation A.A. Kashevarov
Lavrentyev Institute of Hydrodynamics SB RAS 15 Lavrentyev, 630090, Novosibirsk, Russian Federation
FORMATION EVALUATION FROM REPEATED WELL MEASUREMENTS
Based on the repeated measurements by VIKIZ and BKZ in a vertical borehole of the Kogalym oil field time variations of reservoir physical properties near the borehole are investigated. Joint geophysical and hydrodynamic inversion of repeated electric and electromagnetic well logging and geotechnical well study permits to construct dynamic model, reasonably described the invaded zone evolution. Geoelectric parameters received from logging and filtration parameters are connected by complex model. Formation evaluation is important result of near borehole dynamic model. Inverted and measured values of porosity and permeability are compared.
На основе анализа данных повторных измерений методами ВИКИЗ и БКЗ в одной из вертикальных скважин Когалымского месторождения изучено изменение во времени физических свойств пластов-коллекторов в околоскважинном пространстве. Методика совместной интерпретации данных многократного электрического и электромагнитного каротажа и геолого-технологических исследований (ГТИ) на основе комплексной геофизической и гидродинамической модели позволяет создать динамическую модель, корректно описывающую эволюцию зоны проникновения.
Модель связывает геоэлектрические характеристики, полученные по данным каротажа, и гидрофизические параметры, контролирующие фильтрационные процессы в пласте. Возможность провести в скважине несколько последовательных разновременных измерений, соответствующих разному гидродинамическому воздействию на пласт, а, значит, и разному распределению пластовых флюидов, даёт дополнительную информацию для решения обратных задач восстановления параметров пласта. Важным результатом построения динамической модели околоскважинного пространства является петрофизическая интерпретация данных каротажа, т.е. определение фильтрационно-ёмкостных параметров (пористости, проницаемости и нефтенасыщенности) прослоев изучаемого пласта [1-4].
Основной характеристикой при определении параметров пласта является расход фильтрата бурового раствора в пласт Q, определяемый по результатам
гидродинамического моделирования. Значения объёма фильтрата бурового раствора для моментов времени, соответствующих временам измерений, приведены на рис. 1. В статье [5] приведены формулы для оценки балансовых характеристик массопереноса в водонасыщенном пласте, полученные на основе одномерных уравнений для осесимметричного случая. Эти формулы можно обобщить на нефтенасыщенный коллектор, если взять другой коэффициент проницаемости, соответствующий нефтенасыщенной формации. Для нефтенасыщенного коллектора можно взять коэффициент проницаемости в виде:
k = ko[St-nl + Цо (1 - Sf),l2]/nw,
где Sf- пластовая водонасыщенность;
ц0 = — отношение вязкостей воды и нефти;
М-о/7
\iw - вязкость воды;
n1, n2 - коэффициенты, зависящие от условий задачи (меняются от 2 до
3.5).
та
о.
о
ш
н
о
та
о.
о
ш
о
о.
>
ю
та
л
s
ф
fi
ю
О
60
45
а.
о
“ 50
о
П5
.
О
to
о
.
>
ю
та
гз
.
S
:<U
fi
ю
о
40
30
20
10
5 6
10
11
12 13
В1
□ 2
измерение
5,79
8,29
11,5
9,3 8,9
4,35
4,2
1,9
2,6
3,1
измерение
7,03
6,75
14,2
7,1 10,8
7,36
7,9
2,2
2,3
3,1
4,1
■ 3
□ 4
измерение
12,1
17,4
23,5
14,217,4
12,8
10,3
3,8
4,1
4,8
8,2
измерение
52
36,5
54,7
42,536,4
34
22,1
12,6
18,1
22,9
23,3
0
1
2
3
4
7
8
9
2
Рис. 1. Изменение объема фильтрата бурового раствора, поступившего в
3 3
пласт к моментам проведённых измерений, объём приведён в 10- м
Пласты разбиваются на две группы: плохо и хорошо проницаемые. В каждой группе выбираются два опорных пласта, по которым определяются значения коэффициентов для данного измерения, а затем вычисляются значения проницаемости других пластов. На рис. 2 приведены значения проницаемости, определённые по гидродинамическому расчёту расхода
бурового раствора в пласт. Расчетные значения проницаемости остаются в одной группе при некоторых вариациях абсолютных значений проницаемости. Неточность появляется из-за ряда неучтённых технологических операций. Так, например, при сдирании глинистой корки изменяется объём фильтрата бурового раствора, поступившего в пласт (см. рис. 1, четвёртое измерение).
100
90
^ 80 2
70
■ 2 измерение □ 3 измерение
Рис. 2. Определение проницаемости по гидродинамическому расчёту расхода
бурового раствора в пласт
На рис. 3 приведены значения коэффициента пористости, взятые из заключений интерпретации данных ГИС по стандартной методики, и определённых с помощью гидродинамического моделирования. Наблюдается хорошее соответствие оценок, полученных двумя способами, что говорит о хорошей согласованности разных методов интерпретации.
ШДанные ГИС □ 1 измерение И 2 измерение □3 измерение Н4 измерение
20
15
О 10
5
0
Рис. 3. Пористость слоев, определённая по данным разных измерениям
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Ельцов, И.Н. Приложение обратных задач геоэлектрики и гидродинамики для оценки характеристик нефтегазовых залежей / И.Н. Ельцов, М.И. Эпов, А.А. Кашеваров // Математические методы в геофизике: Труды Международной конференции. - Ч. 1. -Новосибирск: Изд-во ИВМиМГ СО РАН. - 2003. - С. 263-267.
2. Alpak, F.O. Petrophysical inversion of borehole array-induction logs: Part I -Numerical examples / F.O. Alpak, C. Torres-'Verdm, T.M. Habashy// Geophysics. - 2006. -V. 71. - № 4. - P. F101-F119.
3. Torres-Verdin, C. Petrophysical inversion of borehole array-induction logs: Part II -Field data examples / C. Torres-'Verdm, F.O. Alpak, T.M. Habashy// Geophysics. - 2006. - V. 71. - № 5. - P. G261-G268.
4. Нестерова Г.В. Эволюция зоны проникновения по данным повторного каротажа и математического моделирования / Г.В. Нестерова, А.А. Кашеваров, И.Н. Ельцов // Каротажник. - 2008. - № 1. - С. 21-40.
5. Кашеваров А.А. Гидродинамическая модель формирования зоны проникновения при бурении скважин / А.А. Кашеваров, И.Н. Ельцов, М.И. Эпов // ПМТФ. - 2003, - Т. 44. - № 6. - С. 148-157.
© Г.В.Нестерова, А.А. Кашеваров, И.Н. Ельцов, 2008
