СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 1998 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных залежей.

Известны способы контроля за разработкой нефтяных залежей по результатам численного моделирования процессов вытеснения нефти (например, [1]). В принципе этот подход, реализованный в виде трехмерных моделей фильтрации, может дать представление о распределении нефтенасыщенности не только по отдельным участкам месторождения, но и по мощности пласта. Однако возможности этого подхода на деле оказываются ограниченными из-за того, что точность расчетов с использованием численных математических моделей процессов разработки не соответствует точности исходных данных (велика погрешность замеров, отсутствует информация о многих важных параметрах), и из-за того, что поддержание детерминированных постоянно действующих моделей крупных нефтяных месторождений требует огромных затрат машинного времени, что может привести к потере оперативности контроля и управления.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин [2]. Недостатком такого контроля является его низкая достоверность вследствие недостаточного учета особенностей геологического строения слоисто-неоднородного пласта и невозможности контроля за выработкой запасов по мощности пласта.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений по данным геофизических исследований скважин (ГИС) [3], связанный с остановкой работы скважины, применением дорогостоящего оборудования исследования и больших затрат времени. Поэтому этот способ контроля за разработкой пригоден лишь для выборочных исследований.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт текущих нефтенасыщенностей пласта [4], включающий проведение геофизических, геопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС и построение геологической модели пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и построение карты, отражающей текущую нефтенасыщенность пласта, и рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий.

Недостатком прототипа является его низкая достоверность и эффективность вследствие недостаточного учета особенностей геологического строения и распределения фильтрационных характеристик пласта по площади и разрезу.

Решаемая предлагаемым изобретение задача и технический результат заключаются в повышении достоверности и эффективности способа контроля за разработкой нефтяных залежей по профилям и блок-диаграммам выработки нефтенасыщенных толщин за счет детального учета особенностей геологического строения и распределения фильтрационных характеристик пласта по площади и разрезу, учета взаимодействия скважин и результатов всех проведенных исследований. Предлагаемый способ контроля за разработкой слоисто-неоднородного пласта позволит соответственно обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.

Поставленная задача решается тем, что интерпретацию материалов ГИС осуществляют с применением математического аппарата статистик Кендала, строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов построением локальных геолого-статистических разрезов и прослеживанием пропластков и дополнительно осуществляют корреляцию разрезов по зонам характерных проницаемостей; на основе построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели нефтяную залежь расчленяют на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками, анализируют накопленную информацию, включая контрольные исследования скважин и дополнительно проводят контрольные исследования на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами представительных участках; строят карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин, в рамках построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели пласта идентифицируют выработанные нефтенасыщенные толщины с пропластками, относящимися к зонам повышенной проницаемости, и дополнительно уточняют выработанные нефтенасыщенные толщины с учетом объемов накопленной добычи для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин, выявления взаимодействия скважин и результатов всех проведенных исследований, и строят профили и блок-диаграммы выработки запасов нефти, по которым судят об изменении характера выработки слоисто-неоднородного пласта по площади и разрезу.

Прослеживание пропластков в рамках построенных детальной объемной геолого-гидродинамической модели пласта и уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин проводят экспертными методами.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна". Существенным отличием от прототипа является построение профилей и блок-диаграмм выработки нефтенасыщенных толщин, которые служат надежной основной для осуществления оперативного контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений.

Основой построения объемной модели является детальное расчленение и корреляция продуктивных пластов с последующим синтезом полученных разрезов в виде блок-диаграмм. Эта модель позволяет получить представление о распределении начальных запасов, степени расчлененности исследуемого объекта и т.д. Однако для прогнозирования выработки объекта необходимо располагать гидродинамическими характеристиками объекта, то есть необходимо провести корреляцию разрезов по зонам характерных проницаемостей.

Основной трудностью при решении поставленных задач является формализация научных и интуитивных представлений геологов, привлекаемых ими в ходе расчленения и корреляции разрезов скважин. Одним из наиболее плодотворных подходов, применяемых при корреляции разрезов, является построение геолого-статистических разрезов (ГСР) по методике В.А.Бадьянова [5]. Отдельный ГСР устанавливает вероятность распределения коллекторов по глубине в пределах выбранного участка месторождения. Путем сопоставления ГСР, построенных для различных частей месторождения, можно получить представление о пространственном направлении распределения коллекторов. Обязательным условием при составлении ГСР является обеспечение надежности оценок. Однако вопрос выбора площадей для сопоставления ГСР и критерии надежности оценок недостаточно формализованы. Кроме того, в силу статистического характера прогноза могут теряться локальные особенности геологического строения.

Авторами предлагается построение локальных ГСР в пределах "скользящего окна", движущегося по площади месторождения. Это позволяет осуществить более детальное описание разреза.

Задача выделения наиболее характерных зон проницаемости также решается на основе развития аппарата ГСР применительно к синтезу фильтрационных характеристик разреза. Разработанный подход позволяет усреднить проницаемость с учетом окружающих скважин и выделить закономерности распределения проницаемости по разрезу.

Ниже приводятся отличительные особенности алгоритма решения задачи детальной межскважинной корреляции от методики В.А.Бадьянова.

Для каждой скважины анализируемого профиля строится свой ГСР в пределах специально организованного окна. Окно представляет собой окружность переменного радиуса, в пределах которого заключено не менее определенного числа скважин, находящихся в непосредственной близости к рассматриваемой скважине. Внутри окна вклад данной скважины в осредненный ГСР определяется приписыванием ей веса, в простейшем случае обратно пропорционального удалению скважины от точки прогноза. Кроме того, в пределах окна предусматривается корректировка и отбраковка исходных данных.

Для расчленения разреза на пласты производится совместный анализ совокупности сконструированных ГСР и выделение по ним наиболее выдержанных по профилю объектов (прослеживаются зональные интервалы). При анализе характерных точек ГСР для обеспечения устойчивости оценок численного дифференцирования кривой ГСР применяются методы непараметрических статистик Кендала [6] . Методика определения характерных точек на кривых ГСР с использованием статистик Кендала избавляет от необходимости сглаживания исходной кривой и тем самым повышается достоверность определения положения характерных границ.

В пределах выделенных объектов решается задача прослеживания отдельных пропластков. Для этого строятся ГСР внутри выделенных зон описанным выше методом "скользящего окна" (но с меньшим числом ближайших скважин). Анализ кривых ГСР позволяет определять внутри выделенного объекта по каждой скважине свои более мелкие зоны, корреляция между которыми устанавливается с помощью традиционных статистических методов (функция взаимной корреляции), а также с привлечением аппарата теории нечетких множеств, позволяющих установить решающие правила, обобщающие опыт и интуицию промысловых геологов.

Алгоритм корреляции разреза по зонам различной проницаемости заключается в следующем.

Шкала изменения проницаемости делится на определенное число классов (например, низкая, средняя, высокая) в логарифмическом масштабе, т.к. изменения в малых значениях проницаемости более существенно сказываются на процессах фильтрации в пластах, чем изменения в больших значениях проницаемости.

Строятся кривые ГСР для каждого класса проницаемости (вероятность попадания пласта с проницаемостью, принадлежащей данному классу) по выбранному разрезу для каждой скважины методом "скользящего окна".

Из всех кривых ГСР проницаемости различных классов по каждой скважине синтезируется одна кривая ГСР, характеризующая наиболее вероятное распределение проницаемости. Причем это распределение будет более достоверно по сравнению с вариантом простого осреднения проницаемости без разбиения на классы, т. к. при синтезе результирующей кривой мы учитываем вклад класса проницаемости с весом, пропорциональным их вероятностям, пренебрегая флуктуациями ниже определенного порогового значения, задаваемого экспертно.

Выделение характерных зон и последующая их корреляция осуществляются аналогично описанной выше процедуре межскважинной детальной корреляции по признаку коллектор-неколлектор.

Построенная таким образом модель геологического строения с выделением зон характерных проницаемостей позволяет решить задачу детального анализа текущей выработки запасов нефти. Основные идеи алгоритма решения этой задачи заключаются в следующем.

На основе построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели нефтяную залежь расчленяют на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками, анализируют накопленную информацию, включая контрольные исследования скважин и дополнительно проводят контрольные исследования на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами представительных участках.

Строят карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом результатов всех проведенных исследований.

Исходя из того, что в первую очередь вырабатываются наиболее проницаемые прослои, можно идентифицировать выработанные нефтенасыщенные толщины с пропластками, относящимися к зонам повышенной проницаемости, определенным в рамках разработанной геологической модели.

Дополнительно проводится пространственное согласование вырабатываемых зон на основе экспертных методов учета объемов накопленной добычи для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин, выявления взаимодействия скважин и результатов всех проведенных исследований.

Что касается "изобретательского уровня", то авторами впервые для автоматизированного построения детальных объемных моделей текущей выработки запасов, позволяющих оперативно отслеживать текущую структуру запасов и контролировать разработку крупных нефтяных месторождений, применен новый, целостный, системный подход с помехоустойчивыми методами обработки информации. В частности, применение аппарата статистики Кендала для интерпретации материалов ГИС и обработки кривых геолого-статических разрезов избавляет от необходимости сглаживания данных и тем самым повышается достоверность определения характерных точек. Отличительный признак, связанный с расчленением нефтяной залежи на представительные участки и проведением дополнительных контрольных исследований на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами представительных участках, на основе построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта, является новым. Поэтому предлагаемое решение соответствует, по нашему мнению, критерию "изобретательский уровень". В целом предлагаемое техническое решение резко повышает надежность, достоверность и эффективность способа контроля за разработкой нефтяных залежей.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проведение геофизических, геопромысловых исследований скважин и лабораторных исследований свойств пластовых флюидов и пористых сред.

2. Интерпретация материалов ГИС с применением математического аппарата статистик Кендала.

3. Построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта: а) расчленением и корреляцией разрезов построением локальных ГСР; б) прослеживанием пропластков на основе экспертных методов; в) осуществлением корреляции разрезов по зонам характерных проницаемостей.

4. Определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин.

5. Расчленение нефтяной залежи на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и анализ накопленной информации, включая контрольные исследования скважин.

6. Проведение дополнительных контрольных исследований на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами представительных участках.

7. Построение карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом результатов всех проведенных исследований.

8. В рамках построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели пласта производится идентификация выработанных нефтенасыщенных толщин с пропластками, относящимися к зонам повышенной проницаемости.

9. Уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин на основе экспертных методов учета объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных, выявления взаимодействия скважин и учета результатов всех проведенных исследований.

10. Построение профилей и блок-диаграмм выработки запасов нефти, по которым судят об изменении характера выработки слоистого неоднородного пласта по площади и разрезу.

11. Выдача рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий.

Примеры конкретного осуществления способа контроля за разработкой слоисто-неоднородного пласта по профилям и блок-диаграммам выработки нефтенасыщенных толщин.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа.

Достоверность способа контроля за разработкой слоисто-неоднородного пласта зависит от точности и достоверности исходных данных, а именно результатов интерпретации материалов ГИС. Покажем возможность повышения достоверности и надежности выдаваемых ЭВМ решений при автоматизированной интерпретации материалов ГИС.

Авторами предлагается новая методика автоматического расчленения разреза на пласты, основанная на совместном использовании производной кривой и аппарата статистики Кендала, ранее не применявшейся в сфере автоматизированной интерпретации данных ГИС.

Пример 1. Доказательство повышения достоверности и надежности выдаваемых ЭВМ решений при автоматизированной интерпретации данных ГИС предлагаемым способом.

Рассмотрим краткую теорию статистик Кендала [6].

Пусть имеется N наблюдений над независимой величиной X, пронумерованных по возрастанию X₁ < X₂ < X_n и имеется N соответствующих отсчетов величины Y(Y₁,Y₂,... Y_n), по которым нужно сделать суждение о монотонной связи Y с X.

Обозначим через δ_ij знак разности между Y_i и Y_j

Статистикой Кендала S(n) называется число

Число K = 2S(n)/n(n-1) (3)
называется коэффициентом ранговой корреляции Кендала. Чем ближе значения K 1, тем ближе характер роста {Y_i} к монотонному. Если K=1(-1), то значения Y_i монотонно возрастают (убывают) с i.

Определим теперь вторую статистику Кендала, позволяющую сделать суждение о немонотонной связи.

Пусть теперь выборка содержит 2n элементов. Разобьем выборку пополам и подсчитаем отдельно статистику Кендала по первым n наблюдениям и по вторым n наблюдениям. Обозначим соответствующие числа через S⁽¹⁾ и S⁽²⁾. Назовем число
S₂ = S⁽¹⁾ - S⁽²⁾(4)
2-й статистикой Кендала, а число
K₂ = S₂/n(n-1) (5)
- коэффициентом ранговой корреляции Кендала 2-го порядка. Если (и только в этом случае) последовательность {Y_i} монотонно возрастает (убывает) от Y₁ к Y_n и монотонно убывает (возрастает) от Y_n+1 к Y_2n, значение K₂ будет равно +1(-1).

Нередко бывает, что слабый сигнал на кривой ГИС замаскирован наводками или шумами. При автоматизированной обработке обнаружение слабых полезных сигналов на фоне шумов является достаточно сложной задачей. Также встает проблема повышения достоверности нахождения экстремальных точек зашумленных кривых. Оказалось, что эти задачи могут быть решены с применением аппарата статистики Кендала. Покажем это на модельных кривых. Для этого возьмем синусоиду и наложим на нее шум. Подсчитаем статистику Кендала и производную для зашумленной синусоиды (фиг.1). Алгоритм вычисления статистики Кендала просматривает последовательность отсчетов модельной кривой точку за точкой. Для каждой точки алгоритм подсчитывает вторую статистику Кендала по симметричной окрестности длины n. Экстремальные точки модельных кривых можно определить по максимальным и минимальным значениям статистики Кендала, а точки перегиба модельных кривых можно найти по точкам, в которых 2-я статистика Кендала равна нулю. На фиг.2 статистика Кендала подсчитана для модельной кривой особой формы, на которой слабый сигнал замаскирован шумами (участок АВ). Форма сигнала такова, что вначале его величина монотонно возрастает, а затем монотонно убывает. Сигнал с такими особенностями естественно обнаруживать с помощью статистики Кендала, определенной формулой (5). А именно в точке, соответствующей вершине сигнала, 2-я статистика Кендала должна иметь максимальное значение, а в точках, соответствующих каналу и концу сигнала, - минимальное. Из фиг.2, видно, что по статистике Кендала можно также оценить длину сигнала (см. пунктирные линии).

Таким образом, статистика Кендала позволяет обнаружить сигналы определенного типа на фоне шумов, избавляет от необходимости сглаживания данных и тем самым повышает надежность определения экстремальных точек зашумленных кривых.

Рассмотрим применение аппарата статистики Кендала к проблеме автоматизированного расчленения разреза на пласты по диаграммам потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), кажущихся сопротивлений (КС) и индукционного метода (ИМ). Алгоритм расчленения и определения параметров пластов базируется на устойчивых традициях ручной интерпретации.

Предлагаемая методика расчленения состоит из следующих этапов:
подсчет статистики Кендала и производной для кривых ПС, КС и ИМ;
выделение коллекторов с использованием граничных значений α_псгр. (для интерпретации ПС используем относительные значения α_пс= E_s/E_smax, где E_smax - максимальное значение потенциалов самопроизвольной поляризации E_s в излучаемом разрезе);
интервалы коллекторов разбиваются по поведению статистики Кендала на пласты песчаников (по положительным значениям) и на интервалы для дальнейшего исследования (по отрицательным значениям);
на интервалах для дальнейшего исследования производится совместный анализ кривых ПС, КС и ИМ с помощью статистики Кендала и производной;
на основе совместного анализа всех кривых принимается окончательное решение по определению границ пластов.

На фиг.3 приведено графическое представление результатов автоматического расчленения разреза на пласты для скважины N909 пласта БС11 Мамонтовского месторождения (показана статистика Кендала, подсчитанная для кривой ПС).

Как видно из рисунка, рекомендуемая технология автоматизированной интерпретации материалов ГИС позволяет повысить достоверность обработки и обоснованность геофизических заключений.

Пример 2. Рассмотрим пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой слоисто-неоднородного пласта по профилям и блок-диаграммам выработки нефтенасыщенных толщин для окрестности аварийной скважины N 20269 пласта БС10 Мамонтовского месторождения Западной Сибири с целью определения возможности восстановить работоспособность аварийной скважины зарезкой второго ствола из существующего ствола.

Анализ процесса выработки запасов нефти- основной элемент обоснования целесообразности проведения работ по зарезке вторых стволов, поскольку его целью является получение картины пространственного распределения остаточных запасов, что служит основой для принятия решения о проведении ЗВС, выбора направления забуривания.

Конечной целью является построение карт остаточных нефтенасыщенных толщин (взгляд на состояние выработки запасов "сверху") и профилей выработки запасов, а также объемных блок-диаграмм выработки запасов, позволяющих получить пространственную картину распределения остаточных запасов.

Для решения поставленной задачи осуществлены следующие операции.

В результате проведения геофизических, геопромысловых исследований скважин и лабораторных исследований свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретации материалов ГИС с применением аппарата статистик Кендала создана база данных ГИС по пласту БС10 Мамонтовского месторождения, включающая относительные и абсолютные отметки кровли и толщины прослоев, удельное электрическое сопротивление (УЭС) пласта, потенциал самопроизвольной поляризации (α_nc), параметры естественной (I_γ) и наведенной радиоактивности (ΔI_γ), литология (обозн.: А - алевролит, П - песчаник, Г - глина) и характер насыщения (обозн.: Н - нефть, НВ - нефть с водой, В - вода) прослоев коллектора, расчетные значения коэффициентов пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности пропластков. В таблице 1 приведены данные результатов автоматической интерпретации материалов ГИС по аварийной скважине 20269 с использованием математического аппарата статистики Кендала.

Построена детальная объемная геолого-гидравлическая модель пласта БС10: а) расчленением и корреляцией разрезов построением локальных ГСР; б) прослеживанием пропластков на основе экспертных методов; в) осуществлением корреляции разрезов по зонам характерных проницаемостей.

Определены объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемы закачек для нагнетательных скважин (см.ниже на рисунках).

На основе построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели нефтяная залежь расчленена на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и проанализирована накопленная информация, включая контрольные исследования скважин.

В результате выполнения предыдущего этапа рекомендованы и проведены дополнительные контрольные исследования по скважине 546, находящейся на слабоосвещенном контрольными замерами представительном участке. В результате исследований получена следующая информация по стволу скважины 546 (см. табл.2).

Информация по другим скважинам рассматриваемого участка будет приведена ниже на профилях выработки.

Построены карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом результатов всех проведенных исследований. На фиг.4 приведена карта остаточных нефтенасыщенных толщин окрестности аварийной скв.20269 пласта БС10 Мамонтовского месторождения, построенная по состоянию на 01.04.96 г., на которой значком "+" обозначены нагнетательные скважины, черными кружками- добывающие скважины, черным треугольником- аварийная скважина 20269.

В рамках построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели пласта идентифицированы выработанные нефтенасыщенные толщины с пропластками, относящимися к зонам повышенной проницаемости.

Уточнены выработанные нефтенасыщенные толщины на основе экспертных методов учета объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных, выявления взаимодействия скважин и учета результатов всех проведенных исследований.

Построены профиль (на фиг. 5 представлен профиль выработки по линии скважин 544-7263-545-20269-546-2146-863) и блок-диаграмма (на фиг.6 представлена блок-диаграмма по скважинам 20269-1096-1098-20080-20081, развернутая под углом 90 градусов и с разнесенными ветвями) выработки запасов нефти (условные обозначения для фиг.5,6 приведены на фиг.7), из которых видно, что программа решает как задачу детальной корреляции с прослеживанием всех пропластков по площади изучаемого участка, так и задачу детального анализа текущей выработки запасов, а построение блок-диаграммы фактически представляет объемную модель продуктивной толщи.

Участок пласта. на котором размещена аварийная скважина 20269, введен в разработку в 1972 году. Надо отметить, что до 1983 года добыча велась практически одной скважиной 545, расположенной в 400 м к северо-западу от рассматриваемой скважины. В 1983 году в эксплуатацию вступили скважины 546 и 6173, а в 1988 году - целая группа скважин, в том числе и рассматриваемая. Поддержание пластового давления производится с 1974 года. На начальном этапе закачка воды осуществлялась в скважины 1096 и 1097 основного разрезающего нагнетательного ряда (к югу от скважины 20269). Позднее под закачку были освоены другие скважины, в том числе в 1983 году скважина 1759 дополнительного (поперечного) разрезающего ряда, сформированного в процессе организации блочно-замкнутой системы разработки объекта БС 10. Рассматриваемая скважина 20269 вступила в работу в июле 1988 года с дебитом 80 т/сут, способ эксплуатации - механизированный (ЭЦН). Практически с самого начала работы ее продукция была обводнена (средняя обводненность за первый год эксплуатации - 36%). С 25.11.93 скважина простаивает из-за отсутствия притока по причине засорения забоя посторонними предметами (текущий забой 2422 м по стволу скважины). За время работы скважина отобрала 44 тыс.т нефти и 96 тыс.т.воды.

Детальный анализ выработки запасов по профилям и блок-диаграммам, построенным и по другим направлениям, позволяет рекомендовать скважину 20269 к зарезке второго ствола в средней части (,6,7,8 прослои) пласта БС10 по направлению к скважине 20081.

Таким образом, разработанная система автоматизированного построения целостных, объемных, постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей объекта разработки месторождений позволяет оперативно отслеживать текущую структуру запасов и тем самым планировать геолого-технические мероприятия по доизвлечению остаточной нефти.

Предложенный способ контроля нефтяных залежей достовернее и надежнее прототипа и, следовательно, позволяет более эффективно контролировать разработку месторождений.

Используются доступные промысловое и лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации
1. Патент РФ N 2055981, E 21 B 43/20, 1996.

2. Колганов В.И., Шашель А.Г. Контроль за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин// Нефтяное хозяйство.- 1997. -N 1. с.40-42.

3. Кошляк В.А., Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой геофизики. -М.: Недра, 1986.-193 с.

4. Разработка алгоритмов и программ для совершенствования системы ГЕОПАК в направлении анализа выработки запасов нефти: Отчем о НИР /ВНИИНЕФТЕОТДАЧА; Руководитель А.Н.Белоусов.-Уфа, 1991.-23 с.

5. Создание автоматизированной системы подсчета запасов нефти в терригенных коллекторах: Отчет и НИР (заключительный)/ СИБНИИНП; Руководители А. Г.Телишев, Б.А.Бадьянов, Т.А.Бохан -N ГР 37-82-52/4.-Тюмень, 1985.-155с.

6. Kendal M.G Rank correlation methods. L: Giffin, 1970.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает проведение геопромысловых, геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред. Для повышения достоверности и эффективности способа интерпретацию материалов ГИС осуществляют с применением математического аппарата статистик Кендала. Строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель (ДОГГДМ) слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов построением локальных геолого-статистических разрезов, прослеживанием пропластков и по зонам характерных проницаемостей. На основе построенной ДОГГДМ нефтяную залежь расчленяют на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками. Накопленную информацию анализируют и дополнительно проводят контрольные исследования. Строят карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин. В рамках построенной ДОГГДМ индентифицируют выработанные нефтенасыщенные толщины с пропластками, относящимися к зонам повышенной проницаемости. Уточняют выработанные нефтенасыщенные толщины с учетом объемов накопленной добычи для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин. По результатам всех исследований строят профили и блок диаграммы выработки запасов нефти и по ним судят о характере выработки пласта по площади и разрезу. 1 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл.

1. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий проведение геофизических, геопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и построение геологической модели пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и построение карты, отражающей текущую нефтенасыщенность пласта, и рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что интерпретацию материалов ГИС осуществляют с применением математического аппарата статистик Кендала, строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов построением локальных геолого-статистических разрезов и прослеживанием пропластков и дополнительно осуществляют корреляцию разрезов по зонам характерных проницаемостей, на основе построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели нефтяную залежь расчленяют на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками, анализируют накопленную информацию, включая контрольные исследования скважин, и дополнительно проводят контрольные исследования на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами представительных участках, строят карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин, в рамках построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели пласта идентифицируют выработанные нефтенасыщенные толщины с пропластками, относящимися к зонам повышенной проницаемости, и дополнительно уточняют выработанные нефтенасыщенные толщины с учетом объемов накопленной добычи для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин, выявления взаимодействия скважин и результатов всех проведенных исследований и строят профили и блок-диаграммы выработки запасов нефти, по которым судят об изменении характера выработки слоисто-неоднородного пласта по площади и разрезу. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что прослеживание пропластков в рамках построенной детальной объемной геолого-гидродинамической модели пласта и уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин проводят экспертными методами.