В условиях перехода на новые экономические условия ведения народного хозяйства повышаются требования к достоверности оценок запасов полезных ископаемых при их принятии на государственный баланс и утверждении в ГКЗ СССР. Значительную роль в этом играют данные ГИС, результаты которых являются единственной информацией по разрезу скважины, которая полностью его характеризует. Данные ГИС обеспечивают разбивку вскрытого скважиной разреза на пласты, выделение коллекторов и оценку их характера насыщения, определение параметров, используемых при подсчете запасов нефти и газа: Н_эф, К_п и К_нг, положений контактов между пластовыми флюидами и др.

Определенное представление о состоянии эффективности применения материалов ГИС при определении подсчетных параметров на разведанных месторождениях нефти и газа за 1981–1987 гг. дает анализ представленных в ГКЗ СССР отчетов (рисунок), а также личный опыт работы в этой организации авторов в качестве экспертов. Следует отметить рост в последнее время числа сдаваемых в ГКЗ СССР отчетов Главтюменьгеологией. Если за всю предыдущую пятилетку были представлены отчеты по 39 месторождениям, то за первые два года текущей их уже 24.

Рост объемов ГИС в целом положительно сказался на подсчете запасов нефти и газа (табл. 1). Если в XI пятилетке по месторождениям Главтюменьгеологии в ГКЗ СССР приняты по данным ГИС значения К_п по 57 % от представленных к утверждению месторождений, то за последние два года этот параметр принят уже по 88 % месторождений.

Положительную роль при определении подсчетных параметров сыграло закрепление крупнейших месторождений за отраслевыми НИИ (их участие в проведении специальных геолого-геофизических исследований, обосновании и определении подсчетных параметров, составлении отчетов с подсчетом запасов и их защита в ГКЗ СССР), а также ведомственная экспертиза ведущих специалистов-геофизиков.

Вместе с тем достигнутый уровень использования данных ГИС еще не отвечает современным требованиям. При утверждении запасов нефти и газа в ГКЗ СССР корректировке подвергались все подсчетные параметры (табл. 2). Снизилась эффективность оценки K_нг и Н_эф. Из 25 представленных в 1986–1987 гг. Главтюменьгеологией подсчетов запасов 22 подвергались корректировке с уменьшением последних из-за недостоверности определения подсчетных параметров по данным ГИС. В полном объеме на месторождениях, разведанных Главтюменьгеологией, выполняются такие методы ГИС, как КС, ПС, БКЗ, МК, БК, ИК, ГК, НК, кавернометрия. Дополнительные виды исследований выполняются в незначительных объемах. Замеров ГГКП практически нет или они признаются некачественными; МНК выполняется в достаточном объеме, но результаты мало используются при обосновании параметров коллекторов. Опробование пластов приборами на кабеле (ОПК) выполняется в ничтожно малом объеме и нецеленаправленно; отбор образцов сверлящими керноотборниками не проводится. Аналогичное положение наблюдается и в целом по Мингео: АК – 60, ГГКП – 2, ГДК – менее 0,5 % на 1 м бурения. Объемы применения новых методов и технологий ГИС по специальным программам в целом по Мингео ничтожно малы.

При определении подсчетных параметров в Главтюменьгеологии часто применяются устаревшие технологии интерпретации, основанные на использовании единичных методов ГИС. Так, например, по Самотлорскому месторождению только по кривой ПС определялись четыре параметра – Н_эф , Кп, К_пр, К_н. До сих пор для определения пористости применяется способ, базирующийся на слабообоснованной эмпирической зависимости a_псК_п, который, естественно, часто отвергается экспертами ГКЗ СССР. Методики определения К_п, исходя из комплексного анализа методов, контролирующих пористость: ГГКП, НК, АК – и глинистость: – ПС, ГК, стали применяться лишь в последние годы.

Определяя пути совершенствования методик применения материалов ГИС для выявления подсчетных параметров, необходимо рассматривать их применительно к коллекторам сложного строения, доля которых неуклонно растет (отложения тюменской и ачимовской свит). Изучение сложнопостроенных коллекторов связано не только с количественным увеличением видов ГИС, но и с качественной перестройкой всего процесса исследований. Для этого необходимо рассматривать его как систему ТИС, включающую: 1) набор видов исследований, необходимых для решения всех геологических задач в конкретных геолого-технических условиях; 2) технологию проведения ГИС (этапность и последовательность измерений), исследования по специальным методикам, условия подготовки скважин и аппаратуры; 3) технологию обработки первичных материалов и интерпретации данных ГИС. Последняя должна базироваться на строгой петрофизической основе и учитывать конкретные геолого-технические условия в скважине. С учетом возросших требований к повышению достоверности оценок запасов интерпретацию материалов ГИС необходимо доводить до количественных оценок эксплуатационных характеристик каждого продуктивного пласта: абсолютной и фазовой проницаемости, удельной продуктивности, прогнозирования потенциальных дебитов и состава ожидаемого притока. Для углубленной интерпретации материалов ГИС требуется выполнение дополнительного объема геофизических, петрофизических и опробовательских работ в выборочных скважинах месторождений. Такая технология интерпретации материалов ГИС испытана во ВНИГИКе на материалах неокомских залежей БУ₈ – БУ₁₄ Уренгойского месторождения.

В процессе интерпретации определяются H_эф коллекторов, К_п, абсолютный – К_пр и фазовый – К_пр.н, К_пр.г, К_пр.в, связанной – К_в.св и текущей – К_в водонасыщенности, остаточной нефтенасыщенности –К_н.о, прогнозные значения удельных продуктивностей (дебита, отнесенного к Н_эф и перепаду давления DP) по воде h_b, нефти h_н и газу h_г, доля воды в ожидаемом притоке – f_в, межфлюидные разделы (контакты). Применение подобной интерпретации материалов ГИС позволяет выявить случаи некачественных испытаний пластов и оперативно управлять технологическим процессом испытательских работ. Это особенно актуально для Главтюменьгеологии, где за последние 10 лет неуклонно растет число испытаний, давших двухфазный приток (продукт+вода) или незначительный приток продукта при хорошей коллекторской характеристике пласта по данным ГИС. Установленные по материалам ГИС прогнозные значения удельных продуктивностей пласта могут сопоставляться с данными определения этих параметров по другому независимому геофизическому методу – ГДК. Все это существенно повышает обоснование геофизических критериев выделения нефтенасыщенных толщин. Изложенная технология интерпретации материалов ГИС реализована на ЭВМ в системах “Подсчет БЭСМ” и “Подсчет СМ”.

Пути повышения эффективности применения данных ГИС при определении подсчетных параметров связаны с целенаправленным планированием и организацией работ, обеспечивающих получение необходимых материалов. Это: 1) бурение отдельных (базовых) скважин с полным выносом керна из продуктивных интервалов, их изучение расширенным комплексом ГИС, использование гидродинамических методов и поинтервальные испытания; 2) бурение и исследование одной-двух скважин на месторождении на безводной известково-битумной ПЖ; 3) ГИС по специальным методикам, включающим повторные измерения ЭК и РК во времени, измерения ЭК при заполнении скважин ПЖ с различной минерализацией, повторные измерения НК при введении в ПЖ веществ с аномальным замедлением или поглощением нейтронов, повторные измерения НК, ИННК, АК в обсаженных скважинах и др.; 4) контроль геофизическими методами за процессом испытаний с целью выделения работающих интервалов и идентификации некачественных результатов испытаний [2].

1. Диева Э.В., Бабушкина А.Н. Определение подсчетных параметров нефтегазонасыщен-ных коллекторов с использованием систем автоматизированной обработки геофизических ма-териалов//В кн.: Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации и подсчете запасов нефти и газа.–М.: Недра.–1986.–С. 27–35.
2. Козяр В.Ф. Системные геофизические исследования при определении подсчетных параметров коллекторов сложного строения // В кн.: Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации и подсчете запасов нефти и газа.– М.: Недра.– 1986.–С. 4–13.
3. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов / Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В. и др.– ВНИГИК.– 1986.

Динамика изменения представленных и утвержденных ГКЗ СССР извлекаемых запасов нефти и газа промышленных категорий (а), относительная доля изменения утвержденных запасов за счет изменения подсчетных параметров и категории (б) по месторождениям Главтюменьгеологии:

1 – суммарное изменение извлекаемых запасов, динамика запасов за счет изменения 2 – их категорийности, 3 – коэффициента извлечения, 4 – подсчетных параметров

Таблица 1 Результаты использования данных ГИС и керна при обосновании подсчетных параметров месторождений нефти и газа (в % от общего числа месторождений)