При подсчете запасов и построении цифровых геологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений в последнее время более широко стали использоваться зависимости изменения нефтенасыщенности коллекторов Кн как функции удаленности пропластка L от водонефтяного контакта (ВНК) для коллекторов различных классов по фильтрационно-емкостным свойствам [2].

Коллекторы классифицируются, как правило, по величине их открытой пористости Кп. Для исследуемого месторождения по результатам обработки данных ГИС с учетом капилляриметрических исследований керна построена зависимость Кн = F(L, Кп), представляющая собой поверхность в координатах L – Кп. Обычно она представляется в виде палетки, по оси Х которой откладываются значения L, по оси Y – значения Кн (рис. 1). Однако она может быть представлена и в виде палетки с осями Кп и Кн [1].

Более того, по сравнению с принятой практикой допущения о постоянстве Кн в пределах удельной площади скважины использование зависимостей Кн = F(L, Кп) отражает физические явления и процессы, происходящие при формировании залежей. Применение зависимостей Кн = F(L, Кп) целесообразно также на эксплуатируемых месторождениях в зонах, где на момент бурения скважин произошло изменение начального значения Кн за счет разработки месторождения.

Для построения зависимостей Кн = F(L, Кп) предварительно производится селекция данных ГИС по достоверности. В тестовый массив включаются скважины с достоверной инклинометрией и равномерно расположенные по всей площади залежи, т.е. в водонефтяной и чисто нефтяной зонах. Необходимо также учитывать законтурные скважины, где установлено присутствие нефти со значениями Кн ниже критических.

Коллекторы, включаемые в анализ, должны охватывать весь диапазон изменения пористости коллекторов данного пласта в залежи. Для этого на кросс-плот в координатах L – Кп наносятся точки, которые затем группируются по значениям Кп, например через 1 % его изменения. Для каждой группы точек находится аппроксимирующая зависимость Кн = F(h, Кп) или, более часто, Kв = 1 – Кн ⁼ F(h, Кп), которая может быть табулирована или задана уравнениями вида

Кв=Кво+(1 -Кво)е^(ah)), Кв = Кво + bе^(-ah),

Kв=Квo+(1-Квo)e^[(a(h+c)],

Кв = Кво + be^[-a(h+c)],

где h – высота коллектора от зеркала чистой воды (ЗЧВ); Кво – коэффициент остаточной водонасыщенности в предельно нефтенасыщенной части коллектора для анализируемого диапазона Кп; а, b, с – эмпирические коэффициенты.

Зависимости могут быть модифицированы путем введения в уравнение Kв.кр (критической водонасыщенности) и аппроксимированы уравнениями вида:

Кв ⁼ Кв.кр + (Кво - Кв.кр)е^(-ah).

Кв = Кв.кр + (Кво - Кв.кр)bе^(-ah),

Кв = Кв.кр + (Кво - Кв.кр)е^[-a(h+c)].

В общем случае могут быть использованы многомерные зависимости вида Kв = F (h, Кп, Кпр, Кгл, Скарб).

Поверхность Кн = F[L, Кп) является усеченной поверхностью

Кн = F(h, Кп),

где h – удаленность пропластка от ЗЧВ.

Построение зависимостей вида Кн = F(h, Кп) – более сложная задача, чем построение зависимостей Кн=F(L, Кп), так как корректная оценка значения Кн в пропластках ниже ВНК по данным ГИС осложняется наличием более глубоких зон проникновения фильтрата бурового раствора и незавершенностью правой ветви кривых электрического зондирования.

Данные капилляриметрии для различных классов коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам характеризуют иной масштаб неоднородности коллектора, чем данные ГИС: первые сантиметры – по капилляриметрии, первые метры – по ГИС. Кроме того, данные капилляриметрии обычно имеются для ограниченного числа изучаемых объектов. В связи с этим более часто строится зависимость Кн от расстояния до ВНК, чем от ЗЧВ.

По нашему мнению, методике построения и анализа зависимостей Кн = F(L, Кп) уделялось недостаточно внимания. Однако выяснение закономерностей поведения Кн как функции удаленности пропластка от ВНК для различных типов коллекторов разновозрастных отложений разбуренных месторождений позволяет использовать эти данные при построении цифровых моделей нефтенасыщенности залежей, проводить анализ исходных данных с целью отбраковки недостоверных определений.

Для этой цели были проанализированы данные по девяти месторождениям Западной Сибири: Сугмутскому, Русскому, Лемпинскому, Кетовскому, Западно-Пурпейскому, Киняминскому, Северо-Комсомольскому, Тарасовскому, Самотлорскому (в границах участка "Самотлорнефть"). Были использованы данные по пластам месторождений: Сугмутского – БС₉², Русского – ПК₁- ПК₄, Лемпинского – АС₁₀-АС₁₁, Кетовского – БВ₃-БВ₄, Ю₁, Западно-Пурпейского – БП₆, Киняминского – Ю₁, Северо-Комсомольского – ПК₁-ПК₄, ПК₁₈, БП₆, Тарасовского – БП₈, БП₉, БП_10-11, БП₁₄, Самотлорского – пачки АВ. Предварительно по всем месторождениям проводились переобработка и переинтерпретация ГИС, уточнение петрофизических зависимостей.

Кн(Кп) = Кн.кр(Кп) + dКн(Кn)e(^-gL),

где Кн.кр - нефтенасыщенность на ВНК для данного значения пористости; dКн = Кн.пред ^- Кн.кр. где Кн.пред - асимптотическое значение Кн в зоне стабилизации; g – показатель степени, характеризующий крутизну экспоненциальной функции, т.е. скорость выхода для данного значения пористости Кн от Кн.кр, изменяющуюся на величину Кн.пред по мере удаления от ВНК.

Затем по результатам оценок g для каждого значения пористости рассчитывалась мощность верхней части переходной зоны dH как расстояние от ВНК, на котором достигается значение Кн, равное 0,95 Кн.пред.

В дальнейшем для указанной выборки месторождений были построены зависимости Кн.кр=F(Kп), Кн.пред = F(Кп), dН= F(Кп), g=F(Кп) и выполнена оценка тесноты корреляционных связей (рис. 2, рис.3). Были также рассчитаны средние значения, Кн.пред, dН, g для каждого месторождения.

1. Выбор скважин – отбираются вертикальные и субвертикальные скважины с надежно установленным положением ВНК по результатам интерпретации ГИС и испытаний, характеризующие всю площадь залежи, в том числе законтурную область.

2. Выбор пластов – выбираются пласты достаточной мощности (обычно > 2 м) с надежно определяемыми значениями удельного электрического сопротивления, потенциала собственной поляризации и соответственно Кп и Кн.

3. Дифференциация коллекторов по пористости, построение зависимостей Кн = F(L, Кп) для основных классов коллекторов.

4. Оценка Кн.кр и Кн.пред, сопоставление с рассчитанными значениями данных величин по результатам капилляриметрических исследований.

5. Построение зависимостей Кн= F(L, Кп) для промежуточных классов коллекторов.

6. Определение значений g и dH, построение зависимостей Кн.кр =F(Кп), Кн.пред=F(Кп), dH = F(Кп), g = F(Кп).

7. Анализ зависимостей Кн.кр =F(Кп), Кн.пред = F(Кп), dH =F(Кп), g = F(Kn), выбраковка аномальных точек, построение окончательных зависимостей Кн = F(L, Kп).

При построении зависимостей Кн = F(L, Кп) следует учитывать, что достаточно надежные результаты получаются для пластов, слаборасчлененных непроницаемыми глинистыми перемычками или плотными пропластками. При наличии выдержанных по площади перемычек, существенно затрудняющих гидродинамическую связь внутри объекта, необходимо построение зависимостей Кн = F(L, Кп) отдельно для разных частей пласта после корреляции перемычек по площади и разрезу.

Также необходимо учитывать наличие газовых шапок для различных залежей месторождения. Для некоторых месторождений зависимости Кн = F(L, Кп) для одних и тех же пластов различались в водонефтяных и газоводонефтяных зонах.

Методика построения цифровых моделей Кн основана на определении интервала залегания коллектора в каждой ячейке модели и расчете среднеинтегрального значения Кв в зависимости от петрофизических параметров этой ячейки и ее удаленности по вертикали от ЗЧВ или ВНК. В ячейках, где находятся контрольные значения – интервалы или точки на карте с приписанными средневзвешенными значениями Kв по скважинам, обратной интерполяцией определяется невязка и рассчитывается пространственное распределение невязок. Предварительная цифровая модель Кв верхней части переходной зоны корректируется с учетом невязок и итоговое пространственное распределение Кв включается в цифровую геологическую модель. Затем производится расчет Кн = 1 – Кв. Аналогичный расчет повторяется для каждого пласта с различным характером переходной зоны. При этом в случае устойчивых корреляционных связей возможно также учитывать результаты интерпретации данных сейсморазведки – структурные поверхности и динамические параметры (сейсмические атрибуты).

Данные сейсморазведки используются для восстановления структурного каркаса и пористости пластов в межскважинном пространстве. Затем с использованием полученных ранее зависимостей Кн = F(L, Кп) строятся цифровые модели нефтенасыщенности. Сейсмические атрибуты для прогноза нефтенасыщенности в межскважинном пространстве непосредственно не используются.

Описанная методика построения цифровых моделей нефтенасыщенности более корректна, чем интерполяция с введением "искусственных контрольных точек на контуре, особенно при редкой сетке скважин. При плотной сетке скважин анализ карты невязок по Кн позволяет выделить области, где модель переходной зоны отличается от принятой, и провести районирование коллекторов. В скважинах, пробуренных в зонах с измененным характером насыщения за счет разработки продуктивных пластов, использование разработанной методики позволяет восстановить исходную модель насыщенности. Пример построения карты нефтенасыщенности по участку Сугмутского месторождения по пласту БС₉² показан на рис. 4.

1. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробовании и испытаний продуктивных пластов. – Калинин, 1990.
2. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00.

Aspects of oil saturation models used for constructing geologic-technological models of oil and gas fields are discussed. Procedure of oil saturation models construction is based on the recognized regularities of transition zones thickness alteration depending on filtration-capacity properties of rocks, volume and quality of original geophysical information. Data on West Siberian fields were analyzed when developing the procedure.

А, Б – Самотлорское месторождение, пачка АВ; В, Г – Сугмутское месторождение, пласт БС₉²

А, Б – Самотлорское месторождение, пачка АВ; В, Г – Сугмутское месторождение, пласт БС₉²

РИС. 3. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ Кп И МОЩНОСТИ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ dH, ПОРИСТОСТИ Кп И КРУТИЗНЫ ЭКСПОНЕНЦИАЛЬНОЙ КРИВОЙ g

А, Б – Самотлорское месторождение, пачка АВ; В, Г – Сугмутское месторождение, пласт BC₉²

Рис. 4. КАРТА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО УЧАСТКУ СУГМУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПЛАСТ БС₉²), РАССЧИТАННАЯ С УЧЕТОМ МОДЕЛИ НЕФТЕНАСЫШЕННОСТИ

1 – изопахиты Кн, контур нефтеносности: 2 – внутренний, 3 – внешний; 4 – скважины