СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 1999 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]). Данный подход, реализованный в виде трехмерных моделей фильтрации, может дать представление о распределении нефтенасыщенности не только по отдельным участкам месторождения, но и по разрезу нефтяного пласта. Однако, возможности этого подхода на практике оказываются ограниченными из-за того, что: а) точность расчетов с использованием численных математических моделей процессов разработки не соответствует точности исходных данных (замеры производятся с большими погрешностями, отсутствует информация о многих важных параметрах); б) поддержание детерминированных постоянно-действующих моделей крупных нефтяных месторождений требует огромных затрат машинного времени, что может привести к потере оперативности контроля и управления процессами нефтедобычи.

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

Также 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. 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 профилей и блок-диаграмм выработки запасов [4] , включающий проведение геофизических, геолого-промысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий.

Недостатком прототипа является то, что известный способ недостаточно учитывает распределение фильтрационных характеристик пласта по площади и разрезу и особенности конкретного месторождения, реализуя некие общие подходы к корреляции, в результате чего снижается достоверность и эффективность построенных моделей, особенно в условиях сложного геологического строения коллекторов.

Следовательно, на месторождениях, имеющих сложное строение, а также непараллельное залегание продуктивных пластов, применение прототипа может привести к необоснованным заключениям о целесообразности тех или иных геолого-технических мероприятий.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении достоверности и эффективности способа контроля за разработкой нефтяных залежей в условиях сложного строения коллекторов за счет построения адекватной геолого-гидродинамической модели, путем адаптации к геологическим условиям данного месторождения, учета распределения фильтрационных характеристик пласта по площади и разрезу и дополнительного подтверждения гидродинамической связанности скоррелированых пропластков.

Предлагаемый способ контроля за разработкой нефтяного пласта позволит, соответственно, обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин, расчленение и корреляцию разрезов осуществляют путем построения локальных геолого- статистических разрезов по комплексу каротажных кривых с прослеживанием пропластков и дополнительную корреляцию разрезов по зонам характерных проницаемостей, для расчленения и корреляции разрезов используют адаптивный подход, заключающийся в накоплении знаний об особенностях геологического строения пласта путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофизических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения, на основе этого строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта, проводят дополнительные контрольные исследования на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами участках и дополнительно подтверждают гидродинамическую связанность скоррелированых пропластков соседних скважин путем сопоставления объемов и динамики закачки и интервалов перфорации нагнетательных скважин и динамики отбора нефти и воды, интервалов перфорации добывающих скважин и/или путем проведения дополнительных исследований геофизическими методами, строят карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин пласта, проводят идентификацию выработанных нефтенасыщенных толщин в рамках построенной детальной геолого-гидродинамической модели, строят профили и блок-диаграммы выработки запасов.

При используемом адаптивном подходе процесса корреляции разделяют процесс корреляции на два основных этапа, на первом из которых путем рассмотрения всего множества разрезов скважин по различным направлениям выявляют различные закономерности распространенности коллекторов, опорных хорошо коррелируемых глинистых прослоев, изменения толщин, углов наклона и ряда других параметров по площади и разрезу; на втором этапе ведут повторную корреляцию уже с учетом имеющихся информации и накопленных знаний, и возникающие при этом неопределенности разрешают привлечением данных, собранных на первом этапе.

Для подтверждения гидродинамической связанности скоррелированных пропластков осуществляют перфорацию добывающих и/или нагнетательных скважин наиболее неоднозначно идентифицированных пропластков.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна". Существенным отличием от прототипа является построение локальных геолого-статистических разрезов по комплексу кривых методов ГИС (стандартный каротаж, радиоактивный каротаж и т.д.) и применение метода адаптивной корреляции, что позволяет подобрать параметры автоматической корреляции при сопоставлении разрезов скважин в соответствии с особенностями геологического строения данного конкретного месторождения, на основе чего строится адекватная объемная геолого-гидродинамическая модель нефтяного пласта, профили и блок-диаграммы выработки нефтенасыщенных толщин. Предложенный метод корреляции осуществляет формализацию по совокупности данных, характеризующих геологическое строение пласта. Применение его является эффективным в условиях сложнопостроенных нефтяных месторождений с непараллельным залеганием пластов-коллекторов или в пластах, имеющих четкую площадную зональность (выраженные литологофациальные типы разреза), когда имеющиеся методы автоматической корреляции [4, 5] не могут учесть характера и распространенности изменчивости и неоднородности строения пласта. Построенные на основе выявленных особенностей геолого-гидродинамической модели профили и блок-диаграммы выработки нефтенасыщенных толщин служат надежной основой для осуществления оперативного контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений. Сопоставление объемов и динамики закачки, интервалов перфорации нагнетательных и динамики отбора нефти и воды, интервалов перфорации добывающих скважин позволяет подтверждать гидродинамическую связанность скоррелированных пропластков, что служит дополнительным обоснованием правильности выбранной геолого-гидродинамической модели. При необходимости для этого осуществляют перфорацию добывающих и/или нагнетательных скважин.

Одним из подходов к проблеме автоматической корреляции является, как известно, построение геолого-статистических разрезов (ГСР), предложенных В. А. Бадьяновым [5]. Под ГСР понимается вероятность распределения коллекторов по глубине в пределах выбранного участка месторождения.

В условиях неустойчивого осадконакопления, фациальной изменчивости отложений по площади месторождения выбор площадей для построения ГСР заметно влияет на вид геолого-статистического разреза.

В этих условиях эффективным является привлечение для построения среднестатистических разрезов кривых методов ГИС (например кривых относительной аномалии спонтанной поляризации (ПС)) [6]. Отличие предлагаемого способа построения среднего статистического разреза состоит в том, что для этого берутся кривые нескольких методов ГИС, каждая из которых нормируется по среднему значению кривой в интервале пласта и по среднему отклонению в этом же интервале (σ). Например в j-й скважине на глубине i значение кривой вычисляется

Таким образом в каждой скважине для кривой в интервале построения локального осредненного разреза ее среднее значение будет равняться = 0, а стандартное отклонение σ_j = 1. Это позволяет рассматривать кривые в стандартизированном масштабе и удобной для анализа форме.

Авторами предлагается проводить автоматическую корреляцию с предварительным проведением адаптации, которая позволяет подбирать параметры корреляции к особенностям геологического строения данного конкретного месторождения. Согласно данной схеме процесс корреляции подразделяется на два основных этапа.

На первом этапе путем рассмотрения всего множества разрезов скважин по различным направлениям выявляются: закономерности распространенности коллекторов по площади и в разрезе, характер изменения общих и эффективных толщин по площади, углы наклона пачек продуктивных пластов и выдержанных глинистых прослоев на различных участках продуктивной площади, и ряда других параметров по площади и разрезу. Это достигается следующим:
Для каждой скважины предварительно выбранного профиля по всем нескольким направлениям выбираются дополнительные профили, по каждому из которых строятся статистические разрезы.

Каждый такой построенный статистический разрез характеризуется своим значением некоторой функции

где
m - количество значений по глубине,
n - количество скважин,
Данная функция показывает степень упорядоченности осредненного разреза.

Функция (2) вычисляется для одного типа кривой, но очевидно можно использовать комплексный параметр для нескольких кривых, при этом каждому типу кривой присваивается свой вес, подбираемый в зависимости от того, как данный вид каротажа характеризует литологию пласта.

Задавшись критическим значением (2), можно для данной скважины по профилю выделить ряд скважин, для которых значение функции (2) не превышает критического. Набор скважин в профилях по различным направлениям позволит выделить некоторую область, в пределах которой осредненный разрез будет иметь наиболее закономерный, неслучайный вид.

Следующим шагом является построение ГСР в пределах выделенных областей для каждой скважины рассматриваемого профиля.

Совместный анализ совокупности построенных ГСР по профилю позволяет выделить по ним наиболее выдержанные глинистые прослои, характер их залегания по площади. Параллельно таким же образом можно определить другие характеристики геологического строения, отражающие глобальные, закономерные особенности строения.

Так происходит знакомство с месторождением и накопление знаний.

На втором этапе ведется повторная корреляция уже с учетом имеющихся информации и накопленных знаний. Возникающие при корреляции разрезов соседних скважин неопределенности разрешаются привлечением данных, собранных на первом этапе, представленных в виде углов наклона и характера залегания выдержанных глинистых перемычек, по которым ведется корреляция пропластков. Одним из критериев правильности корреляции может служить увеличение степени коррелируемости для разрезов, построенных с учетом адаптивного подхода. Результатом этого этапа является детально прокоррелированный разрез с прослеживанием всех пропластков.

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 сложнопостроенных нефтяных месторождений, предложен новый подход, учитывающий особенности геологического строения данного месторождения. Отличительный признак, связанный с предварительной адаптацией процесса корреляции к условиям месторождения и подтверждение гидродинамической связанности скоррелированых пропластков соседних скважин, является новым. Поэтому предлагаемое решение соответствует, по нашему мнению, критерию "изобретательский уровень". В целом, предлагаемое техническое решение повышает надежность, достоверность и эффективность способа контроля за разработкой нефтяных залежей.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проведение геофизических, геолого-промысловых исследований скважин, в том числе дополнительного комплекса каротажных исследований скважин, и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред.

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

3. Построение локальных ГСР по комплексу каротажных кривых методов геофизических исследований по различным участкам и направлениям, выявление характеристик геологического строения исследуемой площади, данных о характере и углах залегания выдержанных глинистых прослоев, а также характере изменения их по площади.

4. Построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта: а) повторной корреляцией разрезов построением локальных ГСР по комплексу каротажных кривых методов геофизических исследований с привлечением дополнительной информации, собранной на предыдущем этапе, в виде направления и углов наклона прослоев, изменчивости свойств по площади; б) осуществлением корреляции разрезов по зонам характерных проницаемостей.

5. Дополнительное подтверждение гидродинамической связанности скоррелированых пропластков соседних скважин путем сопоставления объемов и динамики закачки и интервалов перфорации нагнетательных скважин и динамики отбора нефти и воды, интервалов перфорации добывающих скважин или путем проведения дополнительных исследований геофизическими методами. Проведение дополнительных контрольных исследований в скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами представительных участках.

6. Выделение представительных участков с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и анализ накопленной информации, включая контрольные исследования скважин.

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

10. Выдача рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий.

Пример 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 конкретный пример осуществления способа контроля за разработкой нефтяных залежей.

Пример. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей построением геолого-гидродинамической модели пласта БС₁₀ Средне-Балыкского месторождения с применением метода адаптивной корреляции разрезов скважин.

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 Средне-Балыкского месторождения, включающая относительные и абсолютные отметки кровли и толщины прослоев, удельное электрическое сопротивление пласта, потенциал самопроизвольной поляризации, литология и характер насыщения прослоев коллектора, расчетные значения коэффициентов пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности пропластков.

Построены локальные ГСР по комплексу каротажных кривых методов геофизических исследований (ПС, естественной радиоактивности и кажущегося сопротивления) по различным участкам и направлениям, для чего на Средне-Балыкском месторождении по пласту БС₁₀ было автоматически протянуто более 200 профилей по разным направлениям, анализ по которым позволил выявить следующие характеристики геологического строения исследуемой площади: уменьшение общей толщины с востока на запад, постепенное закономерное уменьшение толщины коллекторов к югу, увеличение углов наклона пласта с глубиной, наклонное залегание наиболее характерных хорошо коррелируемых глинистых прослоев с падением на запад.

Построена детальная объемная геолого-гидродинамическая модель слоисто-неоднородного пласта: а) повторной корреляцией разрезов построением локальных ГСР по комплексу каротажных кривых методов геофизических исследований с привлечением дополнительной информации, собранной на предыдущем этапе, в виде направления и углов наклона прослоев, изменчивости свойств по площади; б) осуществлением корреляции разрезов по зонам характерных проницаемостей. Так, на фиг. 1 представлен палегеологический профиль по линии скважин 3056-3037-2066b-2067-2126-3311-3030-2000- 1176р-2068-3031-2095, корреляция которого проведена по методике прототипа, а на фиг.2 приведен тот же профиль, построенный в рамках представляемого подхода. Как видно, при корреляции с разработанным адаптивным подходом был учтен ранее выявленный наклон характерных глинистых прослоев, что позволило увеличить степень коррелируемости пропластков. Корреляция же разрезов пласта по отдельным профилям без предварительной адаптации приводила к искусственному замещению и выклиниванию пород-коллекторов.

Согласно истории разработки, скважина 3030 вступила в работу 11.85 г, накопленная нефть по скважине на 01.02.98 г составила 72,3 тыс.т, накопленная жидкость - 215,5 тыс.т. Обводненность на этот период составила 96%. В настоящее время скважина простаивает. Для дополнительного подтверждения гидродинамической связанности скоррелированых пропластков, и, таким образом, для установления правильности принятой геолого-гидродинамической модели, рекомендовано в скважине 3030 в интервале а.о.2439,9-2449,5 м произвести перфорацию, закачивать воду, а в скважине 2000 перфорировать интервал а.о. 2403,3-2413,9 м и провести исследования объемов и динамики добываемой продукции. Изменение объемов закачки воды в скважине 3030 будет сказываться на объемах и обводненности продукции в скважине 2000, что подтвердит гидродинамическую связанность пропластков.

Построены карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом результатов всех проведенных исследований На фиг.3 приведена карта остаточных нефтенасыщенных толщин северной части пласта БС₁₀ Средне-Балыкского месторождения, построенная по состоянию на 01.12.97г. Линиями показаны расположение профиля и блок-диаграммы. На карте нагнетательные скважины обозначены "+", добывающие - .

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

Построены профиль (фиг.4) и блок-диаграмма (фиг.5) выработки запасов нефти, из которых видно, что удается решить 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. На фиг.6 приведены условные обозначения к фиг. 1, 2, 4, 5.

Из приведенных результатов видно, что на месторождении равномерно вырабатывается верхняя часть пласта БС₁₀, представленная выдержанными мощными толщинами, с хорошими коллекторскими свойствами. В большинстве скважин верхняя часть уже практически выработана, однако в средней части пласта БС₁₀ имеются зоны с невыработанными нефтенасыщенными толщинами, отделенные от верхней части наклонно залегающей глинистой перемычкой. Так, в результате анализа таких зон, рекомендовано предусмотреть забуривание бокового ствола в скважине 3032 по направлению к скважине 2633 и вскрытие средней части пласта БС₁₀, отделенной от верхней глинистой перемычкой.

Таким образом, разработанная система автоматизированного построения геолого-гидродинамических моделей объекта разработки месторождений на основе методов адаптивной корреляции позволяет оперативно отслеживать текущую структуру запасов и, тем самым, планировать геолого-технические мероприятия по доизвлечению остаточной нефти.

Предложенный способ контроля нефтяных залежей оказывается достовернее и надежнее прототипа в условиях, когда геологическое строение месторождения является результатом формирования пластов в различных, часто меняющихся условиях осадконакопления, а также при непараллельном залегании пластов и, следовательно, позволяет более эффективно контролировать разработку данных месторождений. Использует доступные геопромысловое и лабораторное оборудование и персональные ЭВМ.

Использованные источники:
1. Патент РФ N 2055981, E 21 В 43/20.

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. Хайретдинов Н.Ш., Андреев В.Е., Белоусов Н.А. Отчет по договору 35.91 : Разработка алгоритмов и программ для совершенствования системы ГЕОПАК в направлении анализа выработки запасов нефти. НПО "Союзнефтеотдача".- Уфа: 1991.

5. Телишев А. Г. , Бадьянов Б.А., Бохан Т.А. Отчет о научно-исследовательской работе: Создание автоматизированной системы подсчета запасов нефти в терригенных коллекторах (заключительный). Тема 02.81 Тюмень: СИБНИИНП, 1985.

6. Борисенко 3. Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа-М.: Недра, 1980, 206 с.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных залежей. Задачей изобретения является повышение достоверности и эффективности способа в условиях сложного строения коллекторов. Способ включает проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геологопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геологогидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий. Дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин и осуществляют построение локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых. Для расчленения и корреляции разрезов используют адаптивный подход, заключающийся в накоплении знаний об особенностях геологического строения пласта путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофизических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения. На основе этого строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта и дополнительно подтверждают гидродинамическую связанность скоррелированных пропластков соседних скважин путем сопоставления объемов и динамики закачки и интервалов перфорации нагнетательных скважин и динамики отбора нефти и воды, интервалов перфорации. добывающих скважин и/или путем проведения дополнительных исследований геофизическими методами. 2 з.п.ф-лы, 6 ил.

1. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий проведение геофизических, геолого-промысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин (ГИС), построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин, расчленение и корреляцию разрезов осуществляют путем построения локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых с прослеживанием пропластков и дополнительную корреляцию разрезов по зонам характерных проницаемостей, для расчленения и корреляции разрезов используют адаптивный подход, заключающийся в накоплении знаний об особенностях геологического строения пласта путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения, на основе
этого строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта, проводят дополнительные контрольные исследования на скважинах, находящихся на слабоосвещенных контрольными замерами участках и дополнительно подтверждают гидродинамическую связанность скоррелированных пропластков соседних скважин путем сопоставления объемов и динамики закачки и интервалов перфорации нагнетательных скважин и динамики отбора нефти и воды, интервалов перфорации добывающих скважин и/или путем проведения дополнительных исследований геофизическими методами, строят карты начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин пласта, проводят идентификацию выработанных нефтенасыщенных толщин в рамках построенной детальной геологогидродинамической модели, строят профили и блок-диаграммы выработки запасов. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при используемом адаптивном подходе процесса корреляции разделяют процесс корреляции на два основных этапа, на первом из которых путем рассмотрения всего множества разрезов скважин по различным направлениям выявляют различные закономерности распространения коллекторов, опорных хорошо коррелируемых глинистых прослоев, измерения толщин, углов наклона и ряда других параметров по площади и разрезу, на втором этапе ведут повторную корреляцию уже с учетом имеющихся информации и накопленных знаний и возникающие при этом неопределенности разрешают привлечением данных, собранных на первом этапе. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для подтверждения гидродинамической связанности скоррелированных пропластков осуществляют перфорацию добывающих и/или нагнетательных скважин наиболее неоднозначно идентифицированных пропластков.