Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным

Создание модели пласта на основе часто разрозненных геолого-физических и промысловых сведений о нем требует от инженера-разработчика глубоких знаний, проявления научного, творческого подхода. Нефтегазоносные пласты не похожи друг на друга. При их моделировании инженер-разработчик обычно использует только общий опыт построения моделей пластов в примерно аналогичных случаях, но у него нет и не может быть такой методики, слепо следуя которой он мог бы создавать модель пласта в каждом конкретном случае. Построение модели пласта всегда связано с научным поиском.

Для создания модели пласта используют сведения о его геологическом строении; результаты исследований образцов пород, отобранных при бурении из продуктивного пласта; данные промыслово-геофизических работ и бурения скважин; индикаторные кривые и кривые восстановления давления в скважинах; данные разработки пласта в начальной стадии.

Построение модели однородного пласта. Главные параметры модели однородного пласта - пористость, абсолютная проницаемость и эффективная толщина. Для определения этих параметров проводят промыслово-геофизические исследования пластов в скважинах (определение кажущегося электрического сопротивления нефтегазоносных пород, потенциала собственной поляризации, акустических и ядерных параметров горных пород, нефти и газа, температуры пласта и др.). Одновременно на кернах, отобранных из продуктивного пласта в этих же скважинах, определяют пористость и абсолютную проницаемость, а также нижний предел проницаемости, т. е. значение проницаемости отдельных пропластков, из которых не возможен промышленный приток нефти или вообще невозможно извлечение нефти в промышленных масштабах при используемой технологии разработки пласта. Далее устанавливают связь между данными непосредственных лабораторных измерений пористости и абсолютной проницаемости и промыслово-геофизических параметрами. Если такая связь подтверждается, то в дальнейшем пористость и абсолютную проницаемость определяют только на основе данных промыслово-геофизических измерений, по результатам которых устанавливают и нефтенасыщенную толщину в скважинах. Из общей нефтенасыщенной толщины пласта вычитают часть толщины пласта с проницаемостью, равной или меньшей нижнего предела проницаемости, и таким образом получают эффективную толщину пласта.

По данным о пористости, абсолютной проницаемости и эффективной толщине, определенных в отдельных скважинах, вычисляют средние значения этих величин для пласта в целом.

Особым образом устанавливают относительные проницаемости для модели однородного пласта.

Построение модели слоисто-неоднородного пласта. Эта модель основана на использовании в общих чертах той же процедуры, которую применяют и при построении модели однородного пласта. Однако при этом следует учитывать свойства отдельных прослоев пласта, имеющихся в его разрезе, или литологических включений, находящихся на отдельных участках площади пласта.

При построении такой модели применяют следующую примерную последовательность действий.

1. В отдельных скважинах, вскрывших моделируемый объект и находящихся на различных участках месторождения, проводят промыслово-геофизические исследования, например, стандартные измерения кажущегося электрического сопротивления и потенциала собственной поляризации по всему вскрытому скважиной разрезу пласта.

2. В этих же скважинах отбирают образцы пород, слагающих изучаемый пласт. Проводят лабораторные исследования, в результате которых определяют пористость и проницаемость пород, а также их водонефтенасыщенность.

3. Строят зависимость физических параметров изучаемых пород (пористости, проницаемости, нефтеводонасыщенности) от промыслово-геофизических параметров (кажущегося сопротивления, потенциала собственной поляризации и др.). Если такие зависимости коррелируются, то физические параметры пород отдельных прослоев определяют только на основе промыслово-геофизических данных.

4. Заполняют таблицу, в которой отмечают толщину отдельных пропластков с проницаемостью в пределах Δk₂.

5. По данным находят общую толщину всех изученных прослоев.

6. Определяют доли общей толщины всех пропластков с проницаемостью k_i или с проницаемостями, изменяющимися в некотором сравнительно небольшом диапазоне.

7. Строят гистограмму проницаемости в виде:

(2)

8. Принимают гистограмму за вероятностно-статистическую плотность распределения и для нее подбирают соответствующую аналитическую зависимость.

Необходимость представления гистограмм, построенных по промысловым данным, в виде графиков плотностей распределения, аппроксимируемых аналитически, связана, во-первых, с тем, что каждому типу пластов соответствует свой вид плотности вероятностно-статистического распределения. Зная, например, что изучаемый пласт относится к какому-либо известному типу, можно в принципе по нескольким точкам построить график плотностей распределения проницаемости. Это ускоряет процесс создания модели пласта, особенно в начальный период его изучения, когда фактических измерений параметров пласта еще недостаточно.

Во-вторых, аналитическое представление плотности распределения параметров пласта дает возможность при использовании сравнительно простых моделей процессов извлечения нефти из недр аналитически определять показатели разработки пласта.

Наконец, аналитическое представление плотностей распределения промысловых параметров позволяет использовать важные представления математической теории вероятности для того, чтобы характеризовать ими пласты.

9. Включают в модель разработки пласта вероятностно-статистические характеристики модели слоисто-неоднородного пласта и получающиеся показатели извлечения нефти из недр сопоставляют с фактическими показателями начальной разработки пласта. В случае несоответствия теоретических и фактических данных разработки вероятностно-статистические характеристики изменяют до получения совпадения теоретических и фактических показателей разработки пласта, т. е. модель пласта адаптируют к фактическому процессу разработки.

Построение моделей трещиноватого и трещиновато-пористого пластов. Существенное влияние трещин, имеющихся в пласте, на процессы его разработки может подтверждаться целым рядом факторов. К одному из наиболее важных из них относят несоответствие фактической проницаемости пласта, определенной по индикаторным кривым или кривым восстановления давления, и проницаемости образцов пород, извлеченных из продуктивного пласта при его разбуривании. Если фактическая проницаемость пласта выше проницаемости отобранных из него образцов пород, то обычно считают, что увеличение проницаемости связано с наличием трещин в пласте. Однако при этом необходимо учитывать, насколько полно представлен изучаемый пласт образцами пород, так как может оказаться, что образцы пород не отобраны из наиболее проницаемых пропластков. Трещиноватость пласта играет значительную роль в процессах его разработки и в тех случаях, когда породы, слагающие пласт, сами по себе достаточно проницаемы, т. е. пласт в целом трещиновато-пористый. Для характеристики установившегося течения в трещиноватом и трещиновато-пористом пластах однородной жидкости достаточно знать только проницаемость пласта, определенную на основе промысловых исследований, и его эффективную толщину. Модель пласта в этом случае строят просто.

Однако при неустановившемся течении однородной жидкости в трещиноватом пласте необходимо знать параметры, характеризующие деформацию трещин, а для трещиновато-пористого пласта в принципе нужно знать средний размер блока пород или густоту трещин. Эти же параметры учитывают при расчетах процессов вытеснения нефти из пластов различными агентами. Густота трещин - трудно определяемый параметр трещиноватых и трещиновато-пористых пластов. Для ее установления используют данные промыслово-геофизических исследований разрезов скважин (электрических, ядерных и температурных измерений), глубинного дебитометрирования и фотографирования.

При исследованиях скважин, например, глубинными дебитомерами число отметок в разрезе продуктивного пласта, где происходит резкое нарастание дебита жидкости, считают равным числу открытых трещин, по которым происходит приток жидкости в скважину. Разделив «число случаев» резкого нарастания дебита на суммарную изученную толщину разреза продуктивного пласта, можно оценить среднюю густоту трещин.

Наконец, при построении модели трещиноватого и трещиновато-пористого пластов используют данные о разработке месторождения в начальной стадии.