Способ контроля за разработкой пластов



Способ контроля за разработкой пластов

 


Владельцы патента RU 2451177:

ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию строения пластов для контроля за разработкой и для оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемом месторождении, в частности, к способам оценки фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и взаимного расположения частей, составляющих пласт. Для этого проводят сейсморазведочные работы, геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов. Выявляют по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм. Выявляют по совокупности данных сейсморазведочных работ и геофизических исследований скважин структуры пласта. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположения частей, составляющих пласт, на основе распространенных каротажных диаграмм в межскважинном пространстве неисследованных участков пласта и выявленной взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм. При этом в процессе геофизических исследований скважин дополнительно проводят, по крайней мере, еще один вид каротажа. Причем дополнительный каротаж проводят на любой скважине. Фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположение частей пласта определяют посредством согласованного Фурье анализа изменения всех полученных каротажных диаграмм в межскважинном пространстве. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию строения пластов для контроля за разработкой и для оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемом месторождении, в частности, к способам оценки фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ контроля за разработкой пластов, в частности, для размещения скважин по результатам исследования строения пласта (прототип [1]), основанный на межскважинном распространении каротажных кривых, включающий в себя сейсморазведочные работы, геофизические исследования во всем интервале пласта перпендикулярных напластованию скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм и построение структуры пласта исходя из указанных выше данных. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположение частей, составляющих пласт, на основе распространенных в межскважинном пространстве каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм. Каротажные диаграммы, соответствующие одному физическому полю, распространяют в межскважинное пространство посредством анализа изменения формы каротажной диаграммы во всем интервале пласта по простиранию, учитывая геологическую изменчивость пласта по простиранию. Контроль за разработкой и, в частности, рекомендации местоположения размещения скважин осуществляют по полученным фильтрационно-емкостным характеристикам пласта, посредством гидродинамического моделирования. Эффективность прототипа подтверждается согласованностью прогнозируемых и фактических каротажных диаграмм в скважинах.

Способ-прототип недостаточно эффективен, так как предполагает проведение лишь одного вида каротажа (что, впрочем, соответствует практике ГИС); соответственно фильтрационно-емкостные характеристики пласта определяются недостаточно надежно. При этом фильтрационно-емкостные характеристики пласта являются основой контроля за разработкой и, в частности, размещения эксплуатационных скважин.

Решаемой задачей является повышение надежности контроля за разработкой пластов, включая повышение надежности обоснования размещения эксплуатационных скважин.

Техническим результатом являются надежно определенные фильтрационно-емкостные характеристики пласта и надежно определенное взаимное расположение частей, составляющих пласт, повышающие надежность контроля за разработкой месторождений и результативность буровых работ, сокращающие риски некорректной оценки технологических показателей при построении геолого-гидродинамических моделей. Причем определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта осуществляется за счет согласованного использования каротажных диаграмм, соответствующих более чем одному виду физического поля, в том числе, проводимых дополнительно к стандартному комплексу ГИС и не обязательно во всех скважинах.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ контроля за разработкой пластов, включающий сейсморазведочные работы, геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных сейсморазведочных работ и геофизических исследований скважин структуры пласта, определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта и взаимного расположения частей, составляющих пласт, на основе распространенных каротажных диаграмм в межскважинном пространстве неисследованных участков пласта и выявленной взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм, отличается тем, что в процессе геофизических исследований скважин дополнительно проводят, по крайней мере, еще один вид каротажа, причем дополнительный каротаж проводят на любой скважине, а фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположение частей пласта определяют посредством согласованного Фурье анализа изменения всех полученных каротажных диаграмм в межскважинном пространстве.

Таким образом, согласно заявляемому способу, не обязательно проводить один и тот же комплекс геофизических исследований скважин во всех рассматриваемых скважинах. Заявителю известны и другие технические решения, например [2], где применяется несколько видов каротажа, но для их количественной интерпретации при определении фильтрационно-емкостных характеристик пласта на всех исследуемых скважинах должен быть проведен каждый каротаж из этих нескольких видов каротажа. Поэтому отличительный признак заявляемого способа, касающийся проведения дополнительного каротажа на любой скважине, является новым и обеспечивает, в заявляемой совокупности признаков, изобретательский уровень способа.

Предложенное изобретение реализуется следующей последовательностью операций.

1. Проводят сейсморазведочные работы.

2. Проводят геофизические исследования скважин (ГИС) с получением каротажных диаграмм, соответствующих, по крайней мере, двум физическим полям; причем дополнительный вид каротажа проводят в любой скважине и независимо от расположения скважин.

3. Проводят лабораторные исследования кернов.

4. Выявляют по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимость фильтрационно-емкостных характеристик пласта и формы каротажных диаграмм каждого вида.

5. Проводят построение структуры пласта исходя из данных сейсморазведочных работ и геофизических исследований скважин.

6. Выявляют характерную форму каждой каротажной диаграммы, характеризующей каждое физическое поле на каждой исследованной скважине исследуемого пласта, посредством представления каротажных кривых ξ(x, y, z) в виде:

здесь (x, y) - координаты по простиранию, z - вертикальная составляющая, - ортонормированный базис, ψ(x, y, z) - «шум», N - количество членов в разложении Фурье по базису . Вопрос выбора N, в каком-то смысле вопрос экспертной детализации, сопряжен с некорректностью задачи восстановления каротажных диаграмм рядом Фурье. В заявленном способе N выбирается из физического принципа, а именно, энергетическая составляющая суммы ряда равна, с определенной точностью, энергии входной кривой ξ(x, y; z).

Полученные характеристики каротажных диаграмм в виде коэффициентов (a0(x,y), a1(x,y), …) разложения каротажных диаграмм по базису Фурье позволяют достаточно объективно охарактеризовать пласт.

7. Каротажные диаграммы, характеризующие физические поля на скважинах, согласованно распространяют в межскважинное пространство по простиранию пласта посредством взаимозависимого воспроизведения коэффициентов разложений каротажных диаграмм вида (1) для разных видов ГИС.

Поскольку учитывается взаимозависимость коэффициентов разложений каротажных диаграмм разного вида, каротажные диаграммы, характеризующие разные физические поля на скважинах, не обязаны быть попарно известны во всех рассматриваемых скважинах. Как следствие, обеспечивается взаимодополняемость каротажных диаграмм разного вида, что, в свою очередь, приводит к значительному улучшению качества определения фильтрационно-емкостных свойств пласта и тем самым повышает надежность контроля за разработкой и размещения планируемых к бурению эксплуатационных скважин.

8. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположение частей, составляющих пласт, на основе распространенных в межскважинном пространстве каротажных диаграмм разных видов ГИС и выявленной зависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм каждого вида.

9. По полученным фильтрационно-емкостным характеристикам пласта, посредством гидродинамического моделирования, например, обосновывают размещение эксплуатационных скважин.

Преимуществом предлагаемого изобретения перед прототипом является то, что надежнее определяются фильтрационно-емкостные характеристики пласта посредством расширения комплекса геофизического исследования скважин и согласованного Фурье анализа изменения каротажных диаграмм в межскважинном пространстве, при этом в качестве входных данных выступают каротажные диаграммы не обязательно попарно известные во всех рассматриваемых скважинах. Это позволяет повысить эффективность контроля и управления разработкой месторождений, повысить результативность буровых работ, сократить риски некорректной оценки технологических показателей при построении геолого-гидродинамических моделей и надежнее размещать эксплуатационные скважины.

Пример конкретного осуществления способа.

Для одного из участков Малобалыкского месторождения явно показано, что предлагаемый способ значительно улучшает качество контроля за разработкой и размещения планируемых к бурению эксплуатационных скважин.

Рассматриваемый участок Малобалыкского месторождения представляет собой отложения ачимовской толщи, которые соответствуют глубоководно-морским фациям. Одним из главных условий формирования песчано-алевритовых отложений ачимовской толщи является превышение скорости поступления обломочного материала над скоростью погружения седиментационного бассейна. Колебания уровня моря отражены в разрезе чередованием пластов песчаников и глин. Сформировавшиеся во время регрессивного цикла пласты при последующей трансгрессии перекрывались пачкой глин, и весь процесс повторялся, пространственно смещаясь в западном направлении. С учетом геолого-геофизической и литологической информации ачимовские отложения формировались в связи с поступлением к подножьям неокомских шельфовых террас песчано-алевритовых осадков в виде турбидитовых потоков различной плотности, оползней и плоскостных смывов. Эти явления генетически и пространственно связаны с областями разгрузки осадков, транспортируемых алювиально-дельтовыми системами бассейна.

Рассматриваемый пласт ачимовской толщи является составной частью клино-форменной и фондоформенной зон клиноциклита, который сформировался посредством лавинной седиментации и четкого маркирования циклов глинистыми эпизодами (перерывами), связанных с пассивностью источников осадочного материала.

Рассматриваемый пласт на анализируемом участке Малобалыкского месторождения состоит, в основном, из фации гравитационного потока, который представляет собой переслаивание мелкозернистого алевролитового песчаника и аргиллита со слоистой текстурой и с наличием размывов и следов взмучивания. Таким образом, высокая расчлененность и высокий коэффициент глинистости разреза пласта говорят о том, что поле геолого-геофизических характеристик является нестационарным и для более эффективного прогноза фильтрационно-емкостных свойств необходимо проводить дополнительные виды ГИС.

В частности, необходимо прописывать дополнительный к стандартному комплексу ГИС гамма-гамма каротаж в его плотностной модификации (ГГК-П) для более точной оценки распределения фильтрационно-емкостных характеристик / фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в разрезе пласта. Причем из стандартного комплекса для оценки фильтрационно-емкостных свойств реально используется только один вид каротажа. На Малобалыкском месторождении размещение эксплуатационных скважин и контроль за разработкой осуществляются на основе геологической модели, построенной путем комплексирования сейсмических данных, геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна. В частности, для выделения коллекторов и оценки ФЕС используется только один вид каротажа из стандартного комплекса ГИС - каротаж самопроизвольной поляризации (ПС). Каротаж ПС по сравнению с каротажем ГГК-П имеет меньшую вертикальную разрешающую способность и слабо реагирует на слоистое строение пласта, что ведет к менее точной оценке распределения ФЕС в разрезе пласта и, следовательно, осложняет контроль за разработкой. Кроме того, корреляция «пористость ГГК-П - пористость керн» значительно лучше, чем корреляция «пористость ПС - пористость керн». Однако каротаж ПС позволяет выделить тренды распространения песчаных тел в более крупном масштабе и может использоваться при геологическом моделировании для учета трендов распределения песчаных тел внутри пласта, а каротаж ГГК-П - для учета трендов распределения ФЕС внутри тел. Таким образом, дополнительное исследование пласта каротажом ГГК-П на Малобалыкском месторождении и его применение в определении пористости позволяет надежнее определить фильтрационно-емкостные свойства пласта.

До сих пор, однако, при необходимости применения, например, двух видов каротажа, требовалось на каждой исследуемой скважине провести оба вида каротажа, так как не было способа согласованного распространения двух видов каротажных диаграмм.

Предлагаемый способ, в отличие от прототипа, подразумевает согласованное распространение двух видов каротажных диаграмм, полученных не обязательно на одной и той же скважине. Лишь часть исследуемых скважин была охвачена двумя указанными видами ГИС. Другая же часть скважин была охвачена либо каротажем ПС, либо каротажем ГГК-П.

В таких условиях одной из целей геологического моделирования является реализация в модели изменчивости по вертикали, связности, учета трендов распределения песчаных тел и ФЕС за счет проведения дополнительных исследований ГИС.

В результате использования предлагаемого способа за счет проведения дополнительных ГГК-П каротажей на 20% увеличилось количество дополнительной входной информации для прогнозирования ФЕС пласта, что, в свою очередь, ведет к повышению надежности контроля за разработкой. При этом использовались количественные критерии оценки ФЕС.

Применение способа-прототипа приводит к большим погрешностям при контроле за разработкой. Объясняется это неиспользованием дополнительного ГГК-П каротажа в прототипе и невозможностью способом-прототипом явно учесть тренды распределения ФЕС внутри песчаных тел. Применение заявляемого способа на выбранном участке существенно увеличило надежность размещения эксплуатационных скважин, что подтверждается сравнением модельных каротажных диаграмм (полученных заявляемым способом) в неразбуренной области с фактическими каротажными диаграммами, полученными после бурения новой эксплуатационной скважины в данной неразбуренной области. Причем в выбранной для анализа пробуренной эксплуатационной скважине проводился как каротаж ПС, так и каротаж ГГК-П.

На фигуре представлено сравнение каротажных диаграмм, полученных разными способами, а также фактическая каротажная диаграмма в новой эксплуатационной скважине: левая колонка - фактическая каротажная диаграмма, в центре - прототип, справа - предлагаемый способ. Видно, что предлагаемый способ с более высокой надежностью предсказывает поведение каротажных диаграмм и, соответственно, строение пласта и значения ФЕС в неразбуренной области пласта.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет надежнее прототипа определять фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположение частей, составляющих пласт, в межскважинном пространстве неисследованных участков пласта, надежнее осуществлять контроль за разработкой и надежнее размещать эксплуатационные скважины.

Источники информации

1. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Новые подходы к вопросам геолого-гидродинамического моделирования, Нефтяное хозяйство, 2010, №9, С.56-58.

2. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией Н.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика, 2003».

Способ контроля за разработкой пластов, включающий сейсморазведочные работы, геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных сейсморазведочных работ и геофизических исследований скважин структуры пласта, определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта и взаимного расположения частей, составляющих пласт, на основе распространенных каротажных диаграмм в межскважинном пространстве неисследованных участков пласта и выявленной взаимозависимости фильтрационно-емкостных характеристик пласта и каротажных диаграмм, отличающийся тем, что в процессе геофизических исследований скважин дополнительно проводят, по крайней мере, еще один вид каротажа, причем дополнительный каротаж проводят на любой скважине, а фильтрационно-емкостные характеристики пласта и взаимное расположение частей пласта определяют посредством согласованного Фурье анализа изменения всех полученных каротажных диаграмм в межскважинном пространстве.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к определению естественных упругих характеристик горных пород в условиях залегания, необходимых для выполнения технологических расчетов.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к испытаниям подземных формаций (пластов) и коллекторов и взятию из них образцов. .

Изобретение относится к испытанию геологического пласта, в частности к управлению насосом или блоком перемещения текучих сред инструмента для испытания пласта. .

Изобретение относится к области разработки месторождений жидких полезных ископаемых и может быть использовано для обнаружения гидравлического взаимовлияния между двумя разобщенными продуктивными пластами.

Изобретение относится к устройствам для отбора проб высоковязкой нефти с различного уровня и донных осадков в скважинах и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к исследованиям подземных пластов. .

Изобретение относится к системе и способу для отбора проб скважинных текучих сред. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам, используемым при строительстве и эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к области насосной техники. .

Изобретение относится к способу и устройству для интегрирования измерений удельного сопротивления в электромагнитный ("ЭМ") телеметрический инструмент. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам измерения и контроля. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке и эксплуатации многопластовых месторождений. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов и проведения работ в скважине без извлечения насосного оборудования.

Изобретение относится к области разведки и добычи нефти
Наверх