Использование методов ГИС для определения емкостных параметров, литологии пород, насыщенности общепризнанно [1]. Значительно менее разработаны вопросы оценки проницаемости пород и продуктивности нефтегазовых скважин по материалам ГИС, особенно в отложениях, представленных породами со сложной структурой порового пространства (трещинные, трещинно-гранулярные, трещинно-каверново-гранулярные). Непосредственное определение этих параметров весьма важно, так как они в первую очередь характеризуют фильтрационные свойства пород, и именно по сопоставлению с ними устанавливают граничные значения геофизических и петрофизических параметров, используемых при разделении пород на коллекторы и не коллекторы.

Как показали опробование и анализ, достаточно общей и наиболее универсальной для гидрофильных пород с гранулярным типом пористости является петрофизическая модель проницаемости, предложенная Коутсом-Дюмануаром [4], которую после некоторых упрощений и допущений, направленных на обеспечение ее работоспособности в недонасыщенных УВ и водонасыщенных коллекторах, можно привести к виду:

где Кпр – абсолютная проницаемость; Кп – открытая пористость; Кв.св – неснижаемая (связанная) водонасыщенность; w – показатель, близкий по смыслу к показателю цементации в формуле Арчи-Дахнова; k – коэффициент, зависящий от состава пород; с – поправка за тип фильтрующегося флюида.

Для экспресс-оценки проницаемости рекомендуется задавать Кс_угл=300; w=2. В таблице приведены зависимости (1), построенные по выборкам керна по различным месторождениям, которые подтверждают универсальность модели Коутса-Дюмануара.

где Qж – дебит жидкости, м³/сут; Е – коэффициент совершенства вскрытия объекта, доли ед.; hэф – эффективная толщина объекта, м; Кэф – эффективная проницаемость объекта, мД; Dр – депрессия, равная разнице между пластовым и забойным давлением, атм; m_ж – вязкость жидкости, сП; b_ж – объемный коэффициент жидкости, доли ед.; r_к и r_c–соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

где Qг– дебит газа, тыс. м3/сут; А и В – фильтрационные коэффициенты соответственно в (атм² •сут) /тыс. м³ и (атм² *сут²) /тыс. м⁶; m_г – вязкость газа, сП; z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.; Тпл и Т₀ – соответственно температура пласта и на поверхности, К; d_г – плотность газа, г/см ; b_г – коэффициент турбулентности газа, доли ед.

По ГИС определяют hэф и Кпр.эф, все остальные параметры, входящие в модели дебитов (2)–(5), обычно бывают известны по данным геолого-промысловых исследований.

где Кпр.эф.н, Кпр.эф.в и Кпр.эф.г – соответственно значения эффективной проницаемости по нефти, воде и газу; Кн.о – коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Для трещинного типа разреза на сегодняшний день предложена одна модель проницаемости [2]:

где Кпр.тр – коэффициент трещинной проницаемости; А_г – густота трещин; М – параметр, зависящий от характера распространения трещин (слоистая М =12, кубическая М =40,5, хаотическая M=29,6 трещиноватость); Кп.тр – коэффициент трещинной пористости.

Задаваясь характером распространения трещин, величину А_г можно установить с использованием данных испытаний, и модель (9) становится пригодной при интерпретации данных ГИС.

где А – изменяется в атм-сут/м³, В – атм*сут2/м⁶; dж – плотность жидкости, г/см³.

Для трещинно-гранулярного типа разреза характерно наличие двух фильтрационных систем – поровой и трещинной и с точки зрения гидродинамики его можно рассматривать как сложную среду, состоящую из вложенных одна в другую пористой и трещиноватой сред. На практике используют две основные идеализированные модели радиального течения пластового флюида к скважине: модель Каземи, образованную чередующимися слоями матрицы и трещин (рис. 1, а), и модель Уоррена-Рута, образованную блоками кубической формы, разделенными ортогональной сетью трещин (см. рис. 1, б).

Для обоснования модели трещинной проницаемости могут привлекаться данные испытаний и ГИС. По ГИС определяют Кп.тр, исходя из геолого-промысловых исследований устанавливают характер распространения трещин, определяют Кпр.тр по данным испытаний. По модели (9), зная Кп.тр, Кпр.тр и М определяют Аг.

Модель проницаемости трещинно-гранулярного коллектора обосновывается также с привлечением данных испытаний и ГИС. Для этого по ГИС, зная Кп.тр и Кп, рассчитывают значения Кпр.тр и Кпр.м соответственно, по данным испытаний определяют общую проницаемость объекта. Сопоставляя общую проницаемость объекта с величинами Кпр.тр+Кпр.м и Кпр.тр устанавливают модель фильтрации (Каземи или Уоррена-Рута).

Выбор модели дебита скважины проводят с использованием данных испытаний на различных режимах депрессии. Строят индикаторную диаграмму в осях DP–Qж для жидкости и (Pпл²–Pзаб²)–Qг для газа и по характеру индикаторной кривой устанавливают линейный или нелинейный характер притока, т. е. выбирают линейную или двучленную модель дебита.

При нелинейной фильтрации жидкости или газа для использования при прогнозе дебитов двучленной модели дебита (3)–(5) или (10)–(12) требуется уточнить значение коэффициента турбулентности bж(г). Процедура определения bж(г) связана с нахождением по индикаторным кривым фильтрационных коэффициентов А и В [4]. Далее, по этим моделям вычисляют значения bж(г). На основе большого числа обработанных индикаторных диаграмм по различным месторождениям установлены средние величины bж(г). Так, при фильтрации газа bг тяготеет к величине 1 • 10¹⁰ , при фильтрации жидкости bж=2- 10¹².

Полимиктовые коллекторы раннемелового возраста Западной Сибири имеют неоднородный гранулометрический состав и повышенное содержание глинистых минералов. Прогноз проницаемости и дебитов скважин выполнен по Ямбургскому, Ягунскому и Северо-Губкинскому месторождениям. По результатам интерпретации проведено сопоставление прогнозных (Qпp) и фактических (Qф) дебитов (рис. 2). Отмечается четко выраженная обратная корреляция относительной ошибки прогноза d=(Qпр-Qф)/Qф с величиной фактического дебита, что, на наш взгляд, связано с влиянием кольматации коллекторов, которое тем больше, чем хуже коллекторские свойства. Величина относительных ошибок прогноза дебитов для газоносных пластов в 46% случаев не превысила ±20%, в 77% случаев ±60 %. Аналогичная ситуация для нефтеводоносных пластов, для которых относительная ошибка прогноза продуктивности не превысила ±20 % в 28 % случаев и ±60 % в 66 % случаев.

На рис. 3 представлен фрагмент обработки данных ГИС по скв. 28 Юрубченской площади Красноярского края [3] в интервале залегания рифейских отложений, представленных трещинными карбонатами преимущественно доломитового состава. Здесь же приведено сопоставление прогнозных и фактических дебитов.

Предлагаемый подход к оценке проницаемости и дебитов по материалам ГИС имеет свои особенности и преимущества по сравнению с известным уровнем [4]. Он базируется на теоретических и экспериментальных петрофизических и гидродинамических моделях, а не на статистических связях. В то же время, если необходимо, предусмотрена настройка моделей по имеющемуся фактическому материалу.

В отличие от известных методик, возможно проводить оценку проницаемости и продуктивности в коллекторах сложного строения (трещиновато-гранулярно-каверновых), что является чрезвычайно актуальной задачей. Методика использует параметры, получаемые обычно при интерпретации материалов ГИС, поэтому легко встраивается в технологическую схему интерпретации и представляет ее развитие.

Методика реализована как в ручном варианте, так и автоматизирована и включена в различные системы интерпретации материалов ГИС, в частности, на персональных компьютерах. Таким образом, разработана и широко опробована методика оценки проницаемости и дебитов скважин по материалам ГИС, которая может быть использована для любых типов разрезов на различных стадиях поисков, разведки, разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Определяемые параметры позволяют рассчитывать на более однозначное выделение коллекторов по величинам граничных значений дебитов и проницаемости, прогнозировать состав притока, оценивать качество испытаний и способствовать их совершенствованию.

1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений).– М.: Недра.– 1978.
2. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов.– М.: Недра.– 1986.
3. Кнеллер Л.Е., Рыскаль О.Е., Скрылев С.А. Выделение и оценка коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Геология нефти и газа.– 1990.– № 12.– С. 10–14.
4. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС.– М.: ВИЭМС.– 1991.
5. Майдебор В.М. Об особенности разработки нефтяных месторождений с трещинными коллекторами.– М.: Недра.– 1980.

Models representing permeability and production rates created for granular, fractured and fractured-granular reservoirs which are expected to be useful in well log data interpretation are discussed. Permeability and production rate assessment procedures using well logs, core and test data, including phases of feasibility study for the models of permeability, inflow, and turbulence coefficient, are provided. These methods have been realized in a hand-treated version and through computer usage. The results of interpreting the polymictic reservoirs of the Western Siberia and the fractured reservoirs of the Eastern Siberia are presented.

УРАВНЕНИЯ РЕГРЕССИИ Кпр=f(КпКв.св) ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ОТЛОЖЕНИЙ

r_c – радиус скважины; Rк – радиус контура питания; h – высота куба породы

1 – газ; 2 – вода; 3 – газ; 4 – нефть; 5 – вода; 6 – нефть; z – частота