СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ОСЛОЖНЕННОЙ ПАЛЕОКАРСТОМ Российский патент 2025 года по МПК E21B49/00 

Область техники

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно, к способам контроля за разработкой нефтяных залежей, осложненных карбонатными коллекторами (палеокарстом).

Уровень техники

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений (патент РФ №2119583, кл.МПК E21B 49/00, дата публ. 27.09.1998), включающий 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  слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов построением локальных геолого-статистических разрезов, прослеживанием пропластков и по зонам характерных проницаемостей. На основе построенной модели 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 модели идентифицируют 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.

Недостатком данного способа является недостаточный учет петротипов в объеме залежи и особенностей вытеснения флюидов, характерных для каждого петротипа, отсутствует описание подходов моделирования фильтрационно-емкостных свойств, которые являются основой геолого-гидродинамической модели.

Известен способ контроля за разработкой нефтяного месторождения (патент РФ №2522494, кл. МПК E21B 49/00, дата публ. 20.07.2014), основанный на проведении лабораторных испытаний керна, определении по ним абсолютной и фазовой проницаемостей для дальнейшего расчета относительной фазовой проницаемости (ОФП) нефти и воды. Дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, использованные при проведении исследований. Затем делают расчеты и строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности образца. Для получения графиков задают критические точки. С учетом этих критических точек на основе полученных графиков относительных фазовых проницаемостей строят функцию Бакли-Лаверетта и ее производную, характеризующие распределение водонасыщенности при поршневом вытеснении в математическом моделировании процессов фильтрации.

Недостатком данного способа является отсутствие детального описания моделирования процессов фильтрации. Способ ограничивается описанием подхода для расчета кривых относительных фазовых проницаемостей, которые предлагается использовать для дальнейшего моделирования.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей (патент РФ №2135766, кл. МПК E21B 49/00, дата публ.27.08.1999), включающий проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геолого-промысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов 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. 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.

Недостатком данного способа является отсутствии учета результатов керновых исследований и гидродинамических исследований скважин в процессе построения объемной геолого-гидродинамической модели, результаты только геофизических исследований не позволяют достоверно моделировать массив абсолютной проницаемости в объеме залежи.

Наиболее близким по достигаемому техническому результату является способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами (патент РФ №2183268, кл.МПК E21B 49/00, дата публ.10.06.2002), заключающийся в том, что определяют проницаемость, пористость, мощности каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости; дополнительно осуществляют сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, производят построение полей начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта. Уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения. При этом учитывают коэффициенты охвата и расчлененности. По уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды.

Недостатком данного способа является недоучет сложного геологического строения залежи, развития вторичных процессов, основное внимание уделено кривым относительных фазовых проницаемостей, отсутствует описание моделирования массивов фильтрационно-емкостных свойств.

Сущность изобретения

Техническим результатом способа контроля за разработкой нефтяной залежи, осложненной палеокарстом, является повышение точности прогнозирования проницаемости в объеме залежи за счет выявления распределения зон палеокарста, и, как следствие, приводящее к повышению выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта.

Указанный технический результат достигается благодаря тому, что cпособ контроля за разработкой нефтяной залежи, осложненной палеокарстом, заключается в том, что проводят геофизические исследования искусственных полей скважины, оценку кернового материала, отобранного в процессе бурения; производят комплексные исследования керна; выделяют основные петротипы образцов керна, распределяют петротипы по стволу пробуриваемой скважины, проводят исследования каждого петротипа образцов керна по определению совместной фильтрации и фазовых проницаемостей по нефти и воде, по результатам которых производят аппроксимацию фазовых проницаемостей петротипов и строят петрофизические зависимости и кривые относительных фазовых проницаемостей раздельно для каждого петротипа, при этом, проводят непрерывный мониторинг технологических показателей разрабатываемой залежи; производят комплексирование полученных разномасштабных данных для уточнения значений проницаемости пласта коллектора; по результатам комплексирования строят синтетические каротажные кривые абсолютной проницаемости разрабатываемой залежи, являющиеся основой для создания трехмерного массива проницаемости гидродинамической модели, при этом оценку качества созданной гидродинамической модели в объеме залежи, учитывающей комплексирование разномасштабных данных и палеокарста, осуществляют путем сравнения фактического и расчетного объема ежегодной добычи жидкости и нефти в течение временного периода,

для скважин без отбора керна интерполяцию петротипов в объеме залежи производят с использованием синтетических каротажных кривых типа пород, выделенных по результатам анализа комплексных исследований керна, а также по результатам геофизического исследования скважин залежи,

согласно изобретению по результатам комплексных исследований керна диагностируют возможные вторичные преобразования, включающие выщелачивание, доломитизацию, стилолитизацию, перекристаллизацию, а также фиксируют проявление аномально высоких значений проницаемости керна, при этом, в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины, по результатам геофизического исследования искусственных полей скважины, для выявления распределения зон палеокарста или зон распространения аномально высокой проницаемости, определяют вероятности развития палеокарста в зависимости от глубины скважины с учетом: наличия в интервале поглощений бурового раствора, наличия аномально высоких электрических сопротивлений более 2000 Ом*м по резистивиметрии, наличия интервалов высокой проницаемости более 1 Дарси по ядерно-магнитному каротажу, наличия разрушенных или высококаверзнозных интервалов керна по результатам макроописания, наличия зон повышенной проницаемости более 1 Дарси по результатам комплексирования, при этом, методом геостатистики производят интерполяцию значений вероятного проявления палеокарста и создают дискретный массив зон распределения палеокарста, дополнительно уточняющий массив проницаемости в объеме нефтяной залежи.

При этом, для выделенных петротипов выстраивают петрофизические зависимости «проницаемость-пористость», «проницаемость-водонасыщенность», «проницаемость-остаточная водонасыщенность», позволяющие определить закономерности вытеснения нефти для каждого петротипа и распределить свойства коллектора пробуриваемой скважины в объеме залежи.

При этом, комплексирование включает в себя: построение петрофизических зависимостей «керн-керн», «керн-ГИС»; построение каротажной кривой проницаемости по результатам геофизических исследований скважин; уточнение значений результатами исследований стандартных (30 мм) и полноразмерных образцов керна (100 мм); корректировку значений проницаемости стандартных образцов в масштаб полноразмерных образцов, которую осуществляют согласно формуле масштабного коэффициента; уточнение каротажной кривой проницаемости, полученной по ГИС и значениям керна, результатами гидродинамических и потокометрических исследований за счет пересчета проницаемости, определенной по ГДИ, с учетом доли дебита каждого интервала работающей толщины пласта, при этом, для поинтервально рассчитанных значений проницаемости пересчитывают фазовую проницаемость в абсолютную путем построения корреляционного поля между абсолютной и фазовой проницаемостью по скважинам,

При этом для распределения значений проницаемости, пористости и петротипов в межскважинном пространстве используют стандартные геостатистические методы интерполяции, например, Кригинга.

При этом, с целью более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, рекомендуют комплекс мероприятий, позволяющих снизить риски преждевременных прорывов воды по добывающим скважинам, включающих выполнение ремонтно-изоляционных работ на скважинах месторождения с высокой динамикой обводненности; выполнение на ряде добывающих скважин дострелов пропластков, не характеризующихся прорывами воды в зонах палеокарста.

Краткое описание чертежей

На Фиг.1 представлена результирующая кривая абсолютной проницаемости по стволу скважины.

На Фиг.2 представлена зависимость вероятности наличия палеокарста от глубины скважины.

На Фиг.3 представлено распределение зон палеокарста.

На Фиг.4 представлен внешний вид гидродинамической модели на примере массива нефтенасыщенности.

На Фиг.5 разрез массива проницаемости гидродинамической модели залежи, уточненной керновыми и скважинными данными.

На Фиг.6 представлены графики фактического и расчетных (стандартный и предложенный методы) объемов ежегодной добычи жидкости в течение временного периода 2012-2022 гг.

На Фиг.7 представлены графики фактического и расчетных (стандартный и предложенный метод) объемов ежегодной добычи нефти в течение временного периода 2012-2022 гг.

На Фиг.8 представлены графики фактической и расчетной (стандартный и предложенный метод) накопленной добычи жидкости за период 2012-2022 гг.

На Фиг.9 представлены графики фактической и расчетной (стандартный и предложенный метод расчета) накопленной добычи нефти за период 2012-2022 гг.

На Фиг.10 представлено прогнозное изменение процента обводненности данного месторождения на период 2023-2033 гг.

На Фиг.11 представлено прогнозное изменение объемов накопленной нефти на период 2023-2033 гг.

Осуществление изобретения

Основной проблемой при прогнозировании технологических показателей нефтяных месторождений, осложненных сложнопостроенными карбонатными резервуарами (палеокарстом), является недостаточная оценка влияния вторичных процессов, происходящих в нефтеносных пластах, в частности, выщелачивание, доломитизация, стилолитизация, перекристаллизация, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства породы нефтеносной залежи. Так, например, ряд карбонатных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции осложнены палеокарстовыми процессами, которые оказывают значительное влияние на процессы заводнения, приводящие к преждевременным прорывам воды в добывающих скважинах нефтеносной залежи.

Способ контроля за разработкой нефтяной залежи, осложненной карбонатными резервуарами (палеокарстом), позволяющий прогнозировать проницаемость залежи за счет выявления распространения зон палеокарста, осуществляют следующим образом.

В процессе бурения скважины проводят отбор керна и описание его характеристик. Проводят оценку кернового материала, отобранного в процессе бурения. В процессе макроописания керна производят визуальное наблюдение высококавернозных и трещиноватых интервалов разрушения керна.

Из отобранных в пробуриваемой скважине колонок керна выпиливают стандартные (диаметр 30 мм) и полноразмерные (диаметр 100 мм) образцы взятых из скважин пород, на которых проводят серию комплексных исследований, включающих стандартные и специальные. Стандартные исследования образцов керна включают определение открытой пористости керна, например, газоволюметрическим методом; определение абсолютной и фазовой проницаемости по газу в условиях противодавления; определение открытой пористости методом насыщения образца пластовой водой или керосином; определение удельного электрического сопротивления при 100% насыщении образца керна пластовой водой; определение плотности, содержание кальция, доломита и нерастворимого остатка.

Специальные исследования керна включают проведение капиллярометрии в атмосферных и термобарических условиях; исследование керна методом ядерно-магнитного резонанса; исследование процесса совместной фильтрации флюидов (воды и нефти); смачиваемость методом адсорбции и т.д.

По результатам комплексных исследований образцов керна, анализа его свойств и минерального состава, взятых из скважин разрабатываемой залежи, диагностируют возможные вторичные преобразования, включающие выщелачивание, доломитизацию, стилолитизацию, перекристаллизацию и т.п., путем дополнительного изучения структуры порового пространства образцов керна с помощью компьютерной томографии, или изготовлением шлифов и изучение их структуры и пористости с использованием микроскопа.

По результатам измерений пористости и проницаемости образцов керна, по классификации «flow zone units», выделяют основные петротипы, например, методом глобальных гидравлических единиц, которые затем сопоставляют с глубинами отбора образцов керна, после чего распределяют петротипы по стволу пробуриваемой скважины. Для выделенных петротипов образцов керна выстраивают петрофизические зависимости «проницаемость-пористость», «проницаемость-водонасыщенность», «проницаемость-остаточная водонасыщенность», позволяющие определить закономерности вытеснения нефти для каждого петротипа и распределить свойства коллектора пробуриваемой скважины в объеме залежи. Нормировку и аппроксимацию полученных зависимостей фазовых проницаемостей производят по известным корреляциям Core, LET и др.

С использованием трехфазной установки для исследований керна УИК-5ВГ (https://pstu.ru/activity/innovation/tskp/galkin/uik5/), проводят исследования каждого петротипа образцов керна по определению совместной фильтрации и фазовых проницаемостей по нефти и воде, по результатам которых производят аппроксимацию фазовых проницаемостей петротипов и строят петрофизические зависимости и кривые относительных фазовых проницаемостей раздельно для каждого петротипа. В процессе лабораторных исследований керна фиксируют проявление аномально высоких значений проницаемости.

В процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины, с использованием каротажных зондов различного размера и назначения, проводят геофизические исследования скважины (ГИС), в частности, исследуют естественные поля, например – потенциал собственной поляризации, а также искусственные поля, включающие регистрацию аномально высоких электрических сопротивлений по резистивиметрии более 2000 Ом*м, регистрируют интервалы высокой проницаемости по ядерно-магнитному каротажу более 1 Дарси, регистрируют повышенные значения пористости по акустическому, плотностному и нейтронным каротажам.

В процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины проводят также анализ интервалов поглощения бурового раствора, а также, при потокометрических исследованиях скважины с помощью термоэлектрических или гидродинамических дебитомеров, оценивают наличие высокодебитных интервалов притока и аномалии температурного градиента.

Проводят непрерывный мониторинг технологических показателей разрабатываемой залежи, в частности, производят замеры дебита скважин установками АГЗУ, определяют пластовое давление и забойное давление методами установившихся и неустановившихся отборов и т.д.

Для создания гидродинамической модели залежи, осложненной палеокарстом, производят комплексирование полученных разномасштабных данных для уточнения значений проницаемости пласта коллектора по стволу скважин. Данные для комплексирования включают результаты комплексных исследований образцов керна, ГИС, поинтервальные потокометрические исследования работающей толщины пласта и т.п.

Методика комплексирования разномасштабных данных для уточнения значений проницаемости пласта коллектора по стволу скважин, используемая для создания гидродинамической модели залежи, включает в себя:

- построение петрофизических зависимостей «керн-керн», «керн-ГИС», определяющих зависимость коэффициента проницаемости Кпр как функции коэффициента проницаемости полноразмерного образца и значения проницаемости стандартного образца керна Кпр =f(Кп);

- построение каротажной кривой проницаемости по результатам геофизических исследований скважин;

- уточнение значений результатами исследований стандартных (30 мм) и полноразмерных образцов керна (100 мм). Корректировку значений проницаемости стандартных образцов в масштаб полноразмерных образцов осуществляют согласно формуле масштабного коэффициента К (1) [Putilov, Ivan, Kozyrev, Nikita, Demyanov, Vasily, Krivoshchekov, Sergey, and Alexandr Kochnev. "Factoring in Scale Effect of Core Permeability at Reservoir Simulation Modeling." SPE J. 27 (2022): 1930–1942. doi: https://doi.org/10.2118/209614-PA], так как полноразмерные образцы в большей степени описывают свойства пород и их вторичные изменения, а также более сопоставимы с вертикальным размером ячейки сетки геологической модели (0.1-0.4 м)

где К - масштабный коэффициент проницаемости;

kпл – значение проницаемости для полноразмерного образца;

kст – значение проницаемости стандартного образца;

n- количество образцов;

- уточнение каротажной кривой проницаемости, полученной по ГИС и значениям керна, результатами гидродинамических и потокометрических исследований. Для этого проводят пересчет проницаемости, определенной по ГДИ, с учетом доли дебита каждого интервала работающей толщины пласта. Для поинтервально рассчитанных значений проницаемости пересчитывают фазовую проницаемость в абсолютную путем построения корреляционного поля между абсолютной и фазовой проницаемостью по скважинам.

По результатам комплексирования строят синтетические каротажные кривые абсолютной проницаемости по стволу скважины (Фиг.1) разрабатываемой залежи, являющиеся основой для трехмерного массива проницаемости гидродинамической модели. Для распределения значений проницаемости в межскважинном пространстве используют стандартные геостатистические методы интерполяции, например, Кригинга. Также данными методами распределяются пористость и петротипы.

Для скважин без отбора керна интерполяцию петротипов в объеме залежи производят с использованием синтетических каротажных кривых типа пород, выделенных по результатам анализа комплексных исследований керна, а также по результатам геофизического исследования скважин залежи, что приводит к уточнению коллекторских свойств залежи.

По результатам геофизического исследования искусственных полей скважины, для выявления распределения зон палеокарста или зон распространения аномально высокой проницаемости, определяют зависимость вероятности развития палеокарста от глубины скважины с учетом:

- наличия в интервале поглощений бурового раствора;

-наличия аномально высоких электрических сопротивлений более 2000 Ом*м по резистивиметрии;

- наличия интервалов высокой проницаемости более 1 Дарси по ядерно-магнитному каротажу;

-наличия разрушенных или высококавернозных интервалов керна по результатам макроописания;

-наличия зон повышенной проницаемости более 1 Дарси по результатам комплексирования.

Для визуализации свойств породы по стволу скважины выстраивают графическую зависимость вероятности наличия палеокарста от глубины скважины (Фиг.2).

Методом геостатистики производят интерполяцию значений вероятного проявления палеокарста и создают дискретный массив зон распределения палеокарста (Фиг.3), дополнительно уточняющий массив проницаемости гидродинамической модели в объеме нефтяной залежи (Фиг.4).

Так, например, полученный расчетный массив проницаемости залежи одного из месторождений Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, осложненный палеокарстом, уточнен керновыми и скважинными данными с использованием синтетических каротажных кривых (Фиг.5). При этом, в зонах максимальной вероятности наличия палеокарста (>80%) (Фиг.2) при создании геолого-гидродинамической модели залежи используют максимальные значения керновой проницаемости в интервалах палеокарста (не менее 1 Дарси).

Оценку качества созданной гидродинамической модели в объеме залежи, учитывающей комплексирование разномасштабных данных и палеокарста, осуществляют путем сравнения фактического и расчетного объема ежегодной добычи жидкости и нефти в течение временного периода, например, за период 2012-2022 гг. (Фиг. 6, 7), а также накопленной за этот период (добытой с начала разработки месторождения) жидкости и нефти (Фиг.8, 9).

Сравнение полученного предложенным способом результата осуществлялось как с фактическими промысловыми данными, так и с моделью, созданной стандартным подходом. В модели, созданной при стандартном подходе, принято, что куб проницаемости рассчитан по петрофизической зависимости от пористости Кпр=f(Кп). Кроме того, отсутствует деление пород на петротипы, использован единый регион усредненных кривых относительных фазовых проницаемостей, отсутствует учет высокопроницаемых зон (палеокарста), отсутствует комплексирование данных.

Сравнительные данные фактически накопленной жидкости и нефти, рассчитанные при стандартном подходе (без комплексирования данных) и с помощью созданной геолого-гидродинамической модели с комплексированием данных, для нефтяного месторождения Тимано-Печерской провинции, осложненной палеокарстом, приведены в Таблице 1.

Таблица 1

Показатель Факт Расчет показателя с использованием гидродинамической модели с комплексированием данных Расчет показателя с использованием гидродинамической модели без комплексирования данных Накопленная добыча жидкости,тыс.м³ 19446,3 20191,2 15423,8 Отклонение от факта, % 3,8 20.6 Накопленная добыча нефти, тыс.м³ 17868,7 16918, 5 13572, 6 Отклонение от факта, % 5,3 24

Из данных, приведенных в Таблице 1, следует, что использование способа контроля за разработкой нефтяной залежи, осложненной палеокарстом, на основе гидродинамической модели с комплексированием разномасштабных исследований, позволяет минимизировать отклонения расчетных и фактических показателей добычи жидкости и нефти за счет точности прогнозирования проницаемости в объеме залежи. Так, отклонение расчетных показателей от фактических данных по накопленной жидкости и нефти составила в пределах 3,8-5,3% в отличие от стандартного подхода с отклонением от факта в интервале 20,6-24%.

По схеме разработки залежи, осложненной палеокарстом, рекомендован комплекс мероприятий, позволяющих снизить риски преждевременных прорывов воды по добывающим скважинам, включающий, например, выполнение ремонтно-изоляционных работ на скважинах месторождения с высокой динамикой обводненности; выполнение на ряде добывающих скважин дострелов пропластков, не характеризующихся прорывами воды в зонах палеокарста, и т.д. Так, с целью более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта и снижения динамики обводнения по высокопроницаемым интервалам, проведены ГТМ, в частности, дострелы пропластков, не характеризующихся по результатам прогнозов достаточной степенью дренирования и прорывами воды.

Полученные прогнозные и фактические данные по скв. №4 и скв. №6 с дострелами пропластков месторождения Тимано-Печерской нефтегазовой провинции приведены в Таблице 2.

Таблица 2

№ скважины Прирост дебита нефти, м³/сут Прирост дебита жидкости, м³/сут Обводненность скв, % Факт Прогноз Отклонение, % Факт Прогноз Отклонение, % Факт Прогноз Отклонение, % 4 8.3 7.6 8.4 10.2 10.6 -3.9 19.8 20.8 -5.0 6 12.6 13.2 -4.8 15.3 16.1 -5.2 5.5 5.6 -2.2

Таким образом, использование предложенного способа контроля за разработкой месторождения на основе гидродинамической модели с комплексированием разномасштабных исследований позволило спрогнозировать прирост суточного дебита нефти с погрешностью в интервале -4,8-(+8,4) на двух скважинах разрабатываемого месторождения, осложненного палеокарстом.

С использованием данного способа контроля за разработкой месторождений, на основе гидродинамической модели нефтяной залежи, осложненной палеокарстом, учитывающей комплексирование разномасштабных исследований, производят разработку технических показателей разработки и развития месторождения на ближайшие 10 лет. Графическое изменение обводнённости данного месторождения на период 2023-2033 гг. представлено на Фиг.10. Ввиду наличия палеокарста, за счет сильного взаимовлияния между добывающими и нагнетательными скважинами, по результатам прогнозных расчетов отмечается прорывной характер обводнения, что указывает на необходимость планирования дополнительных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по регулированию обводнения скважин данного месторождения. Модель, созданная стандартным способом, не позволяет отразить данные эффекты.

График изменения прогнозных объемов накопленной нефти за период 2023-2033 гг., представлен на Фиг.11.

Расчет обводненности и накопленной добычи нефти на период 2023-2033 (Фиг.10 и Фиг.11) по варианту 1 проводили с использованием модели стандартного подхода текущей системы контроля разработки месторождения. Расчет по варианту 2 проводили с использованием предлагаемой модели с комплексированием данных текущей системы контроля разработки месторождения. Расчет по варианту 3 проводили с использованием предлагаемой модели с комплексированием данных текущей систем контроля разработки месторождения с учетом проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах с высокой динамикой обводнения. Расчет по варианту 4 проводили с использованием предлагаемой модели с комплексированием данных текущей системы контроля разработки месторождения с учетом проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах с высокой динамикой обводнения, при условии выполнения дострелов пропластков, не характеризующихся прорывами воды в зонах палеокарста.

Таким образом, за счет повышения точности прогнозирования проницаемости в объеме залежи, осложненной палеокарстом, учитывая их наличие и зоны распределения, повышают возможность использования нефтенасыщенных продуктивных пластов, например, с помощью ГТМ, а также снижают вероятность преждевременного обводнения залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для контроля за разработкой нефтяных залежей, осложненных карбонатными коллекторами (палеокарстом). Техническим результатом является повышение точности прогнозирования проницаемости в объеме залежи за счет выявления распределения зон палеокарста, приводящее к повышению выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Заявлен способ контроля за разработкой нефтяной залежи, осложненной палеокарстом, включающий оценку и комплексные исследования кернового материала, отобранного в процессе бурения, на основе которых выделяют основные петротипы образцов керна, распределяют их по стволу пробуриваемой скважины. При этом по результатам исследования каждого петротипа образцов керна производят аппроксимацию фазовых проницаемостей петротипов и строят петрофизические зависимости и кривые относительных фазовых проницаемостей раздельно для каждого петротипа. Проводят непрерывный мониторинг технологических показателей разрабатываемой залежи. Производят комплексирование полученных разномасштабных данных для уточнения значений проницаемости пласта коллектора, по результатам которого строят синтетические каротажные кривые абсолютной проницаемости разрабатываемой залежи и создают гидродинамическую модель массива проницаемости залежи. По результатам комплексных исследований керна диагностируют возможные вторичные преобразования, а также фиксируют проявление аномально высоких значений проницаемости керна. На основании этих данных определяют вероятности развития палеокарста в зависимости от глубины скважины, создают дискретный массив зон распределения палеокарста, дополнительно уточняющий массив проницаемости в объеме нефтяной залежи. На основании полученных данных рекомендуют проведение комплекса геолого-технических мероприятий с целью более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивных пластов залежи, осложненной палеокарстом. 3 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.

1. Способ контроля за разработкой нефтяной залежи, осложненной палеокарстом, заключающийся в том, что в процессе бурения скважины проводят отбор керна и осуществляют оценку кернового материала путем макроописания, в процессе которого визуальным наблюдением определяют высококавернозные и трещиноватые интервалы разрушения керна;

далее из отобранных колонок керна выпиливают стандартные диаметром 30 мм и полноразмерные диаметром 100 мм образцы и проводят комплексные исследования, включающие определение открытой пористости керна, определение абсолютной и фазовой проницаемости по газу в условиях противодавления, определение открытой пористости методом насыщения образца пластовой водой или керосином, определение удельного электрического сопротивления при 100% насыщении образца керна пластовой водой, определение плотности, содержание кальция, доломита и нерастворимого остатка, смачиваемость методом адсорбции, а также проведение капиллярометрии в атмосферных и термобарических условиях, исследование керна методом ядерно-магнитного резонанса и исследование процесса совместной фильтрации воды и нефти;

проводят дополнительное изучение структуры порового пространства образцов керна с помощью компьютерной томографии или изготовлением шлифов и изучением их структуры и пористости с использованием микроскопа, по результатам которого диагностируют возможные вторичные преобразования, включающие выщелачивание, доломитизацию, стилолитизацию, перекристаллизацию, путем дополнительного изучения;

далее по результатам измерений пористости и проницаемости образцов керна выделяют основные петротипы методом глобальных гидравлических единиц, которые затем сопоставляют с глубинами отбора образцов керна;

после чего распределяют петротипы по стволу пробуриваемой скважины;

затем с использованием трехфазной установки для исследований керна проводят исследования каждого петротипа образцов керна по определению совместной фильтрации и фазовых проницаемостей по нефти и воде, по результатам которых производят аппроксимацию фазовых проницаемостей петротипов и строят петрофизические зависимости и кривые относительных фазовых проницаемостей раздельно для каждого петротипа, при этом в процессе лабораторных исследований керна фиксируют проявление аномально высоких значений проницаемости;

а также в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины проводят геофизические исследования скважины (ГИС) с использованием каротажных зондов, исследуя естественные поля – потенциал собственной поляризации и искусственные поля, включающие регистрацию аномально высоких электрических сопротивлений по резистивиметрии более 2000 Ом*м, регистрируют интервалы высокой проницаемости по ядерно-магнитному каротажу более 1 Дарси, регистрируют повышенные значения пористости по акустическому, плотностному и нейтронным каротажам;

при этом в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины проводят также анализ интервалов поглощения бурового раствора и определяют наличие высокодебитных интервалов притока и аномалии температурного градиента при потокометрических исследованиях скважины с помощью термоэлектрических или гидродинамических дебитомеров;

в процессе освоения и эксплуатации скважины проводят непрерывный мониторинг технологических показателей разрабатываемой залежи, таких как дебит, пластовое давление и забойное давление методами установившихся и неустановившихся отборов;

далее для создания гидродинамической модели залежи, осложненной палеокарстом, производят комплексирование полученных разномасштабных данных для уточнения значений проницаемости пласта коллектора по стволу скважин, при этом данные для комплексирования включают результаты комплексных исследований образцов керна, ГИС, поинтервальные потокометрические исследования работающей толщины пласта;

по результатам комплексирования строят синтетические каротажные кривые абсолютной проницаемости по стволу скважины разрабатываемой залежи, являющиеся основой для трехмерного массива проницаемости гидродинамической модели;

также для уточнения коллекторских свойств залежи для скважин без отбора керна производят интерполяцию петротипов в объеме залежи с использованием синтетических каротажных кривых типа пород, выделенных по результатам анализа комплексных исследований керна, а также по результатам геофизического исследования скважин залежи;

по результатам геофизического исследования искусственных полей скважины для выявления распределения зон палеокарста или зон распространения аномально высокой проницаемости определяют зависимость вероятности развития палеокарста от глубины скважины с учетом: наличия в интервале поглощений бурового раствора; наличия аномально высоких электрических сопротивлений более 2000 Ом*м по резистивиметрии; наличия интервалов высокой проницаемости более 1 Дарси по ядерно-магнитному каротажу; наличия разрушенных или высококаверзнозных интервалов керна по результатам макроописания; наличия зон повышенной проницаемости более 1 Дарси по результатам комплексирования;

выстраивают графическую зависимость вероятности наличия палеокарста от глубины скважины;

методом геостатистики производят интерполяцию значений вероятного проявления палеокарста и создают дискретный массив зон распределения палеокарста, дополнительно уточняющий массив проницаемости гидродинамической модели в объеме нефтяной залежи;

оценивают качество созданной гидродинамической модели в объеме залежи, учитывающей комплексирование разномасштабных данных и палеокарста, путем сравнения фактического и расчетного объема ежегодной добычи жидкости и нефти в течение временного периода разработки месторождения, на основе которой выбирают и осуществляют комплекс мероприятий, позволяющих снизить риски преждевременного прорыва воды по добывающим скважинам.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что петрофизические зависимости представляют собой «проницаемость - пористость», «проницаемость - водонасыщенность», «проницаемость - остаточная водонасыщенность», позволяющие определить закономерности вытеснения нефти для каждого петротипа и распределить свойства коллектора пробуриваемой скважины в объеме залежи.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что комплексирование включает в себя: построение петрофизических зависимостей «керн - керн», «керн - геофизические исследования скважин (ГИС)», построение каротажной кривой проницаемости по результатам геофизических исследований скважин; уточнение значений проницаемости пласта коллектора по стволу скважин по результатам исследований стандартных 30 мм и полноразмерных 100 мм образцов керна; корректировку значений проницаемости стандартных образцов в масштаб полноразмерных образцов, которую осуществляют согласно формуле масштабного коэффициента; уточнение каротажной кривой проницаемости, полученной по ГИС и значениям керна, результатами гидродинамических и потокометрических исследований за счет пересчета проницаемости, определенной по гидродинамическим исследованиям, с учетом доли дебита каждого интервала работающей толщины пласта, при этом для поинтервально рассчитанных значений проницаемости пересчитывают фазовую проницаемость в абсолютную путем построения корреляционного поля между абсолютной и фазовой проницаемостью по скважинам.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для распределения значений проницаемости, пористости и петротипов в межскважинном пространстве используют геостатистический метод интерполяции Кригинга.