9ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ДИНАМИКУ ИЗМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ
Т.С. Зиновкина ИПНГ РАН
На сегодняшний день при создании и адаптации геолого-гидродинамических моделей залежи используют фактические данные за весь период разработки, при этом параметры пласта и флюида считаются изначально определенными и неизменными. Хотя известно, что в результате техногенного воздействия они изменяются, а отсутствие учета этих изменений приводит к снижению степени достоверности получаемых 3Б геолого-гидродинамических моделей. Другой причиной снижения достоверности создаваемых моделей являются погрешности, возникающие при определении значений геолого-промысловых параметров, которые, в свою очередь, зависят от типов и методов их определения.
В работе рассмотрены и описаны основные причины, приводящие к возникновению вышеуказанных погрешностей в значениях следующих геолого-промысловых параметров: площади нефтеносности, эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициента пористости и физико-химических свойств нефти.
Вышеперечисленные параметры, характеризующие пласт, логически связаны между собой. Так, 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 остальных рассматриваемых в работе параметров, характеризующих пласт. В связи с этим в работе большое внимание уделено точности определения коэффициента пористости.
Для оценки погрешностей, входящих в значение коэффициента пористости, разработан ряд методик.
Методика выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости основана на созданной в рамках работы классификации, согласно которой все погрешности, вносимые в значения коэффициента пористости, разделены на две
группы - возникающие на этапе петрофизических исследований образцов керна и появляющиеся на этапе интерпретации материалов ГИС.
В результате применения данной методики определяются причины погрешностей, а также дается количественная оценка погрешностей вычисления коэффициента пористости.
Методика проверки надежности связи типа «керн—ГИС» при малом количестве исходных данных позволяет определить надежность исследуемой связи и относительную погрешность коэффициента пористости. возникающую при ее использовании.
Методика выбора среднего значения коэффициента пористости пласта. При
этом используются два способа. Первый способ - когда среднее значение пористости определяется как среднее всех измерений. Второй способ - когда сначала рассчитывается среднее значение пористости для каждой скважины, а затем по этим значениям определяют среднюю величину данного параметра для пласта. Кроме того можно определить различные средние значения - средневзвешенное, среднегармоническое, среднегеометрическое, медиану или моду. Применение такой методики позволяет выявить, какое из средних значений коэффициента пористости в наибольшей степени характеризует изучаемый объект.
Методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта—коллектора. Применение этой методики позволяет определить процент или долю залежи, характеризующиеся выбранным средним значением пористости. В рамках этой методики предложен коэффициент достоверности, который рассчитывается по
формуле Кд = — * 100% [%], где п - количество значений пористости пласта, попадающих
в «достоверный интервал», N - общее количество значений пористости пласта по всем скважинам. В качестве размера «достоверного интервала» предлагается использовать интервал ± 10% от выбранного среднего значения коэффициента пористости. Коэффициент достоверности показывает, какая часть залежи обладает выбранным средним значением коэффициента пористости. По величине коэффициента достоверности можно косвенно судить о степени изученности залежи.
Проведено исследование динамики геолого-промысловых параметров для различных технологических процессов, протекающих в пластовом резервуаре.
Проведенный анализ показал, что все рассматриваемые в работе геолого-промысловые параметры могут претерпевать изменения в результате техногенного воздействия на залежь.
В рамках работы создана методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь. С целью доказательства изменений рассматриваемых геолого-промысловых параметров использован дисперсионный анализ, который позволяет оценить влияние ряда факторов на значение результативного признака.
Разработана классификация причин изменений коэффициента открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти, при различных режимах разработки месторождений.
В частности было доказано изменение уровня ВНК залежи пласта «Массив» и прослежена динамика его продвижения в течение разработки (месторождения Алиан). Применение разработанной методики позволило доказать уменьшение коэффициента пористости пласта данного месторождения в результате техногенного воздействия на залежь и определить возможные причины этого явления:
- уменьшение емкостного пространства в результате падения пластового давления;
- разбухание глинистых компонентов;
- выпадение смолисто-асфальтеновых веществ.
Предпосылками таких изменений являлись падение пластового давления и обводнение залежи. Построена трехмерная зависимость коэффициента пористости от падения пластового давления и обводнения залежи. На основе полученных данных построена модель динамики коэффициента пористости пласта «Массив» рассматриваемого месторождения.
При оценке начальных объемов нефти в 2000 году изменения объема залежи и коэффициента пористости в результате техногенного воздействия на залежь не учитывались. Начальный уровень ВНК определялся по данным всех скважин, пробуренных к моменту проведения работ, ВНК был 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. Использование модели изменения коэффициента пористости в процессе разработки залежи «Массив» позволило определить коэффициент пористости пласта до ввода залежи в разработку. Начальный коэффициент пористости был больше на 0.04 д.ед. (+36.4%), по сравнению с определенным в 2000 году, и равен 0.15 д.ед.
В результате исследований стало известно, что начальные геологические объемы нефти по пласту «Массив» составляли 6088.2 тыс. т. Таким образом, по оценочным данным, в результате учета динамики изменений геолого-промысловых параметров в процессе разработки нефтяной залежи, произошел прирост начальных геологических объемов нефти на +2349.2 тыс. т или на +62.8%.
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 месторождения. 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.
Проведенные исследования достоверности геолого-геофизической информации и динамики изменения геолого-промысловых параметров в процессе разработки нефтяных месторождений позволили сформулировать основные выводы.
1. Разработаны и реализованы на практике следующие, рассмотренные выше методики:
• выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости;
• 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.
2. Выявлены факторы, влияющие на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь. Доказана необходимость учета этих факторов при создании и адаптации 3Б геолого-гидродинамической модели месторождения.
