К настоящему времени в НПФ “Геофизика” и ТатНИПИнефти разработана технология крепления продуктивных отложений нефтяных скважин стеклопластиковыми хвостовиками СПХ [ 1 ], отработана методика использования и исследования этих скважин для контроля за процессами заводнения и выработки, разработано программное обеспечение для оценки динамики и параметров выработки запасов нефтяной залежи.

В данной статье приводится описание алгоритмов оценки динамики и параметров выработки запасов нефти в однородных пропластках объектов разработки и технологии автоматизированной обработки замеров ИК, проводимых периодически (2–4 раза в год) в скважинах, обсаженных СПХ.

Исходные модули программ написаны на языке ФОРТРАН-4. Технология в описываемом варианте реализована на ЕС ЭВМ в комплексе АСОИГИС. Этапы технологии, непосредственно связанные с оценкой динамики и параметров выработки объектов разработки в обсаженном стволе, реализованы также на малой ЭВМ ВТ-20 и персональном компьютере PC AT 286(386) в комплексе ИНГИС.

Задача оценки параметров выработки решается на основе количественных расчетов текущей нефтенасыщенности и сравнения ее с первоначальной (в момент вскрытия объекта). Оговоримся сразу, что контроль процесса выработки объектов ведется от того состояния объекта, которое было на момент вскрытия. Расчет же коэффициента охвата заводнением ведется от первоначального состояния разбуриваемого участка залежи с учетом первоначального положения ВНК.

Технология автоматизированной обработки включает в себя шесть этапов.

1. Определение коллекторских свойств в необсаженном стволе скважины по разработанным процедурам для различных комплексов ГИС с целью определения пористости по ГК+НГК, ГК+НГК+АК; ГК+НКТ+ГГК; ГК+НКТ+ +ГГК+АК либо по принятым в данном регионе процедурам производственной обработки. Анализ полученных коллекторских свойств, оценка их достоверности на основе сопоставления между собой и прямыми методами различных способов определения производится вручную либо путем моделирования погрешности определения коллекторских свойств для данных геологических условий [2].
2. Выбор базового замера ИК из числа первоначальных замеров в СПХ, проведенных через 1–2 месяца после окончания бурения (приблизительное время расформирования зоны проникновения в терригенных коллекторах). После установления начального нефтенасыщения ведется контроль за текущей нефтенасыщенностью путем проведения периодических замеров ИК.
3. Определение параметров выработки по текущим замерам ИК в стеклопластике.
4. Запоминание в базе данных АСОИГИС непрерывных кривых текущей нефтенасыщенности и табличных (послойных) параметров выработки.
5. Перекачка табличных результатов в подбазу “Стеклопластик” банка данных ТБД-3 для долговременного хранения.
6. Визуализация результатов геофизического контроля за процессом выработки объектов разработки. Производится выдача планшета шириной до 515 мм на ЭСПУ или ФОТОДОТ после ЕС ЭВМ или принтер PC AT результатов обработки текущего замера ИК, изменений нефтенасыщенности по всем проведенным замерам в виде непрерывных кривых и графика изменения во времени нефтенасыщенности и параметров выработки. Кроме того, может быть выдана из ТБД-3 таблица параметров на заданную дату проведения ИК в СПХ.

Отметим алгоритмические особенности программного обеспечения. Расчет нефтенасыщенности (начальной и текущей) ведется по сопротивлению, определяемому по ИК в СПХ путем введения в измеренную проводимость поправки за скин-эффект, скважину (Rc,dc) и вмещающие породы. Если обрабатываемый разрез по электрическим характеристикам соответствует области и условиям измерения ИК, то, очевидно, что именно этот метод дает наиболее близкие к истинному значения сопротивления (следовательно, и нефтенасыщенность) продуктивного пласта. В случае высокоомного разреза, вскрытия и (или) проведения замеров на минерализованном растворе использование ИК для определения нефтенасыщенности может привести к существенному искажению величины Кн, но рассчитываемые по ее изменению параметры выработки (коэффициент нефтеотдачи, охват заводнением, динамика обводнения) будут обладать наименьшей погрешностью.

Оценка динамики и параметров выработки объектов происходит следующим образом. В заданных интерпретатором интервалах объектов разработки программой SLOY выделяются однородные по начальной нефтенасыщенности пласты.

За однородные принимаются интервалы, в которых изменение амплитуды кривой не превышает погрешности измерения (обработки) и заданной степени неоднородности пропластка. В этих пропластках в пределах заданных объектов разработки программа PVR формирует для таблицы результатов обработки границы пропластков, однородных по динамике выработки в соответствии с критериями табл. 1. Если толщина пропластка меньше заданной, то он присоединяется к соседнему с более близким значением Кн тек.

Характер насыщенности пропластка определяется по граничным значениям для заданного региона и делится на четыре типа: нефтенасыщенный (Kн<a₁), нефтеводонасыщенный (a₂<=Kн<a₁), водонефтенасыщенный (a₃<=Кн<a₂) и водоносный (Кн<a₃).

Снятие отсчетов Кн в однородных пропластках производится по следующим правилам. Если кривая монотонно возрастает или убывает, или имеет более одного перегиба, в качестве значения Кн берется его среднее значение. Если имеется один перегиб кривой – снимается экстремальное значение.

В каждом пропластке рассчитывается текущий коэффициент вытеснения нефти bi==Кн.нач– Кн.тек/Кн.нач=DКн/Кн.нач

При этом, если DКн меньше погрешности определения Кн отрицательный знак указывает на увеличение нефтенасыщенности, связанное либо с продолжающимся расформированием зоны проникновения, либо с доотмывом нефти в результате проводимых мероприятий по повышению нефтеотдачи, либо с заводнением пресной водой. Наличие опреснения задается интерпретатором априори по анализам воды в данной или соседних скважинах.

Для заданных объектов разработки рассчитываются средневзвешенная пористость, коэффициент нефтенасыщенности и коэффициент нефтеотдачи h как средневзвешенный по объекту коэффициент вытеснения нефти, а также коэффициент охвата заводнением К_охв.з как отношение толщины обводненных пропластков к первоначальной нефтенасыщенной толщине h_н.

В скважинах, расположенных на нефтеносных участках залежи, за h_н принимается толщина заданного объекта разработки. Если скважина расположена в зоне заводнения, т. е. объекты разработки находятся выше первоначальной отметки ВНК, но на момент вскрытия могут быть обводнены, то Кохв.з считается как отношение суммы толщин обводненных (заводняемых, осолоненных, опресненных пропластков), нефтеводоносных, водо-нефтеносных и водоносных пропластков с неизмененным характером насыщения (пласты с кодами 4, 5, 6, 8, 9, 11, 12, 13, 14, 15 в табл. 1) к первоначальной нефтенасыщенной толщине. Коэффициенты вытеснения и нефтеотдачи в этом случае будут характеризовать коэффициент доотмыва нефти, а Кохв.з – коэффициент охвата доотмывом.

Если в пласте проходит ВНК, то Кохв.з считается для части пласта, лежащей выше ВНК, по формуле для скважин нефтеносных участков, для остальной части пласта Кохв.з=0.

В программе формируются две таблицы параметров выработки: одна по однородным пропласткам внутри заданных объектов разработки, другая – в среднем по объектам разработки (табл. 2).

С помощью описанного программного обеспечения обработаны десятки замеров более чем в 20 скважинах, расположенных на различных линейных и площадных участках месторождений Башкортостана, оборудованных скважинами с СПХ.

В качестве примера обработки на ЭВМ приведем скв. 1802 Арланской площади с наибольшим числом замеров в СПХ. Скважина пробурена в мае 1987 г. на поздней стадии разработки бобриковской нефтяной залежи в зоне закачки сточных вод с минерализацией, близкой к пластовой. Стеклопластиковый хвостовик установлен в интервале 1234–1282 м и перекрывает продуктивные пласты С-1, С-2, С-3, С-6, представленные мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Пласты на момент вскрытия обводнены. В скважине проведено девять циклов измерений ИК в обсаженном стволе. Результаты обработки 8-го замера от 2.04.91 приведены на рис. 1, а. Здесь представлены стандартный каротаж, пористость и глинистость, определенные в необсаженном стволе, текущий, базовый и предыдущий замеры ИК. На рис. 1, б выведены кривые текущей нефтенасыщенности в сопоставлении с первоначальной, характеризующие интегральное изменение Кн. Изменение текущего значения Кн по сравнению с предыдущим замером характеризует дифференциальное изменение Кн. По 8-му замеру видно, что по сравнению с предыдущим произошло увеличение нефтенасыщенности в верхней части пласта С=2+3 в интервале 1244–1245,2 м. В верхней части пласта С-6 произошло дальнейшее снижение нефтенасыщенности, которое по сравнению с первоначальной составило от 10 до 20 % абсолютной величины нефтенасыщенности.

Интегральные и дифференциальные изменения Кн в период с 1987 по 1990 г. приведены на рис. 2, а, б. В пласте С-1 в интервале 1236– 1237,4 м нефтенасыщенность не меняется. В пласте С-2+3 до июля 1990 г. (6-й замер) шло интенсивное обводнение, которое удалось снизить в верхней (1242–1246 м) и практически приостановить в средней части (1246–1250 м) пласта.

В верхней части пласта С-6 до глубины 1264,5 м динамика заводнения носит неустойчивый характер и от замера к замеру изменяется, хотя и в незначительных пределах. По сравнению с начальной насыщенностью (см. интегральные кривые) процесс устойчив и характеризуется падением Кн.

Ниже глубины 1264,5 м наблюдается увеличение текущей нефтенасыщенности, которое по заключению геофизиков с учетом геологических сданных есть не что иное, как вовлечение в разработку дополнительного целика нефти. Минерализация пластовых вод в районе данной скважины остается постоянной.

1. Инструкция по технологии крепления скважин пластмассовыми трубами в интервале продуктивного горизонта с целью контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации.– Казань: ТатНИПИнефть, 1982.
2. Труфанова Л. Д., Зверева Э. П. Моделирование оценки точности определения коэффициента нефтенасыщенности при автоматизированной обработке ГИС // Оценка выработки и качества вскрытия пластов методами ГИС // Тр. ВНИИнефтепромгеофизики.– Уфа.– 1988.– Вып. 18.– С. 73–80.

Algorithms of evaluation of dynamic and oil reserves exploration parameters at homogeneous beds are discribed as well as technology of induction logging data automatic processing for wells, in wich glass-fibre plastic pipes were used.

1 – снижение нефтенасыщенности; 2 – увеличение нефтенасыщенности; цифрами обозначены: 1 – нефтенасыщенность по 8-му замеру; 2 – начальная нефтенасыщенность; 3, 4 – нефтенасыщенность по 8-му (3) и 7-му замеру (4); 5 – интегральное изменение Кн; б – дифференциальное изменение Кн

1–7 – номер замера