При геолого-промысловом анализе разработки нефтяных месторождений возникают две основные группы вопросов: во-первых, изучение геологической неоднородности продуктивных пластов, их фильтрационно-емкостных свойств и других факторов, определяющих условия извлечения запасов нефти, во-вторых, исследование самих условий извлечения запасов нефти, т.е. степени охвата продуктивных пластов воздействием, особенностей вытеснения нефти водой из пластов и прослоев, объединенных в один объект эксплуатации и т.д. [4]. В решении этих вопросов геофизические исследования скважин (ГИС) обладают большими возможностями, однако на практике они реализуются еще не полностью.

На нефтяных месторождениях Западной Сибири выполняется большой объем геофизических исследований по контролю за разработкой. Они включают каротаж скважин, пробуренных на заводненных участках пластов, изучение контрольных скважин методами нейтронного каротажа, определение профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах. Однако геофизические организации, как правило, обрабатывают и выдают заказчикам материалы лишь по отдельным скважинам, в которых выполнены те или иные исследования, и не проводят анализа и обобщения накопленных данных по объекту эксплуатации или месторождению в целом. Одна из причин этого - отсутствие достаточно обоснованного методического подхода к комплексному использованию данных ГИС, что в общем снижает их эффективность.

В управлении Запсибнефтегеофизика сделана попытка выработать такой подход. С этой целью выполнен анализ состояния разработки горизонта БВ₈ Самотлорского месторождения на основе использования всех данных ГИС с привлечением другой геолого-промысловой информации. Методика проведения и результаты этого анализа рассматриваются в настоящей статье.

Горизонт БВ₈ состоит из трех песчаных пластов - БВ₈⁰, БВ₈^1-2 и БВ₈³.На основании корреляционного анализа горизонт разделен по строению на три типа. Для I типа характерно отсутствие или сильная глинизация пласта БВ₈⁰. Пласт БВ₈³ расчленен и заглинизирован или отсутствует. Во II типе развиты только два пласта: БВ₈^1-2+3 и БВ₈⁰. Это полоса слияния пластов БВ₈^1-2 и БВ₈³. В III типе отмечается наличие всех трех пластов с примерно одинаковой толщиной как коллекторов, так и глинистых разделов между ними. Каждый тип строения имеет свою площадную приуроченность. В настоящее время построены соответствующие зональные карты.

Нами были изучены фильтрационно-емкостные свойства горизонта БВ₈ по каждому типу его строения. Пористость, проницаемость и эффективная толщина прослоев определялись с помощью комплекса программ машинной интерпретации данных каротажа скважин “Самотлор-Ц2” [1]. Такие определения выполнены для скважин, пробуренных на незаводненных участках месторождения. Затем проведена статистическая обработка полученных данных. Для каждого типа строения горизонта составлены сводно-статистические разрезы, т.е. дифференциальные кривые распределения относительного содержания коллекторов и неколлекторов по разрезу [4]. В качестве линии привязки принята кровля пласта БВ₈^1-2. Сопоставление сводно-статистических разрезов с соответствующими кривыми проницаемости показано рис. 1 .

При анализе результатов статистической обработки для всех трех типов строения горизонта БВ₈ установлены закономерности изменения фильтрационных свойств по разрезу. Выделены зоны высоко- и малопродуктивных коллекторов; определена зона низкой проницаемости пород, которая при существующей системе воздействия не охвачена выработкой.

Анализ показал, что для всех типов строения горизонта БВ₈ установлены зоны максимальных значений проницаемости пород (см. рис. 1 ). Для I и II типов они приурочены к центральной части пласта БВ₈^1-2 , для III типа - к его подошве. Наличие такой зоны указывает на существование мощного площадного резервуара нефти, с которым должна быть связана основная и первоочередная выработка горизонта.

Сведения о проницаемости пород по 800 скважинам позволили для всех трех пластов горизонта БВ₈ построить карты свердневзвешенной по толщине проницаемости. Поскольку между проницаемостью и нефтеотдачей существует тесная связь, эти карты характеризуют способность коллектора к нефтеотдаче.

Оценку добычных возможностей удобно проводить по картам kh, достроенным для каждого из пластов, где k - средневзвешенная проницаемость, h - эффективная толщина пласта. По существу, этот параметр определяет величину гидропроводности, так как вязкость нефти по площади изменяется незначительно.

Для многопластового объекта по картам kh можно оценить долю участия каждого пласта в общей добыче. Исходя из формулы Дюпюи и зная дебит одного из пластов (Q₁), можно вычислить дебиты и других пластов (Q_i) при вскрытии их единым фильтром [2]:

Таким способом выполнено разделение добычи нефти по отдельным пластам горизонта БВ₈.

На основании полученных данных о геологической неоднородности проведено прогнозирование характера выработки рассматриваемого горизонта и выявлены особенности, определяющие ее текущее состояние по отдельным пластам. Такая информация может быть весьма полезной при проектировании бурения скважин по уплотняющей сетке и при проведении технологических мероприятий по регулированию разработки, а также при планировании системного контроля разработки.

Далее изучались особенности вытеснения нефти водой из пластов и прослоев, объединенных в один объект эксплуатации. Как уже отмечалось, при контроле за разработкой нефтяных месторождений Западной Сибири используются в промышленном масштабе три комплекса ГИС, по данным которых с учетом их возможностей и ограничений задача выделения обводненных интервалов может быть решена с приемлемой точностью. Это электрический каротаж скважин, пробуренных в зонах заводнения пластов, изучение неперфорированных продуктивных пластов методом ИННК, исследования в добывающих (нагнетательных) скважинах с целью определения профилей притока (приемистости) и состава жидкости в стволе против перфорированных продуктивных пластов. Ограничения, присущие первым двум комплексам при вытеснении нефти пресной закачиваемой водой, и ограничения третьего комплекса, по существу изучающего процессы в фильтре скважины, а не в самом пласте, общеизвестны [3]. В настоящее время нет такого метода, который во всех случаях мог бы однозначно решать задачу выделения обводненной толщины пласта. Однако применение методов ГИС и промысловых данных позволило авторам описать механизм выработки залежи горизонта БВ₈ и затем использовать его при интерпретации результатов ГИС для построения площадных схем охвата пластов заводнением по их толщине.

Механизм выработки пластов для каждого типа строения горизонта изучался по результатам электрокаротажа скважин, пробуренных в зонах заводнения, и данным временных замеров ИННК в близлежащих контрольных скважинах. На примере однородного полимиктового песчаника пласта БB₈^1-2 рассмотрим процесс вытеснения нефти водой и пределы изменения важнейших параметров по этапам выработки пласта ( рис. 2 ).

Первый этап - первоначальное насыщение пласта. Нефть и связанная вода в пласте не претерпели изменения физических свойств в результате разработки. Удельное электрическое сопротивление (УЭС) пласта высокое, декремент затухания плотности тепловых нейтронов в пласте l_п равен 3,6-3,7 мс^-1.

Второй этап - прохождение фронта нагнетаемых вод. При движении закачиваемой воды в пласте на ее фронте благодаря солевому обмену происходит увеличение содержания ионов хлора до значений, соответствующих пластовой воде, и даже выше их. Это оторочка соленой воды. При ее прохождении УЭС пласта уменьшается до 5 Ом•м, l_п увеличивается до 5 мс^-1. Пласт в таких случаях обводнен на 18-50 % своей толщины, а содержание воды в продукции скважин колеблется от единиц до первых десятков процентов. Характерно резкое изменение УЭС на контакте между обводненной и нефтенасыщенной частями пласта. Отмечается смещение линии глин ПС для нефтенасыщенной и обводненной частей до 10-30 мВ. Данный этап относительно непродолжителен. Для первых рядов добывающих скважин он наступает в течение полугода после начала воздействия нагнетанием и через 1-1,5 года заканчивается.

Третий этап - интенсивная промывка пласта. Содержание хлора в воде уменьшается во времени по экспоненциальному закону. Так же изменяются УЭС и l_п. Обводненная толщина пласта составляет 40-90 %, содержание воды в продукции скважин 50-70 %. Пласт обводнен как пресной, так и осолоненной водой. В интервалах обводнения пресной водой УЭС равно 10-25 Ом-м, в интервалах обводнения осолененной водой 7-15 Ом-м. Смещение линии глин ПС колеблется в широких пределах (17-53 мВ). Этап продолжается около 2,5-3 лет.

Четвертый этап - конечная выработка пласта. Содержание нефти в пласте достигает предельной величины, близкой к остаточной нефтенасыщенности. Минерализация воды в пласте, включая связанную воду, становится равной минерализации закачиваемой воды. Пласт практически по всей толщине обводнен пресной водой. УЭС пласта 100 Ом-м и более.

Пласты месторождений Западной Сибири неоднородны по строению, поэтому на различных этапах их выработки в скважинах встречаются как полностью промытые прослои, так и не охваченные обводнением. В разделении их и заключается одна из задач ГИС. Для полноты представления об изменении данных ГИС в процессе заводнения пластов на рис. 3 даны примеры выделения по электрическому каротажу интервалов, обводненных осолоненной и пресной водой.

С целью обоснования способов определения обводненной толщины пластов по результатам исследования притока и состава в добывающих скважинах было проведено графическое сопоставление данных различных комплексов ГИС путем построения геолого-промысловых разрезов через всю площадь залежи. На рис. 4 в упрощенном виде приведена часть одного из таких разрезов, где показаны фронты движения пресной и осолоненной воды, построенные по результатам электрического и радиоактивного каротажа. Достоверность показаний электрического каротажа подтверждена во многих случаях данными опробования пластов; надежность ИННК оценивалась приемлемостью временных замеров. Между соседними скважинами пласты коррелируются по проницаемости и значениям УЭС. Это позволяет сравнить выделенные по материалам исследования добывающих скважин, обводненные толщины пластов с результатами электрического и нейтронного каротажа, оценивая тем самым данные по добывающим скважинам относительно их надежности и информативности.

Анализ массового фактического материала позволил выявить четыре вида профиля притока пласта БВ₈^1-2, каждый из которых отдельно или в различных сочетаниях типичен для любой обводненной скважины Самотлорского месторождения.

Для каждого вида профиля предлагается схема проведения границы раздела по характеру насыщения, согласованная с установленными закономерностями обводнения ( рис. 5 ).

Между притоками безводной нефти и воды по фильтру в пределах общей работающей толщины пласта располагается интервал, где нет притока жидкости. Границей заводнения следует считать середину не охарактеризованной притоком зоны. Для пласта БВ₈^1-2, это 1-3 м толщины пласта.

Притоки безводной нефти и воды содержат между собой непроницаемую перемычку, которую и следует принять за границу разделения флюидов в пласте.

В пределах работающей толщины, ограниченной с одной стороны кровлей или подошвой пласта, частично отмечаются притоки воды и отсутствуют притоки нефти. В таких случаях половина нефтенасыщенной, но неотдающей части пласта относится к интервалу обводнения.

Часть эффективной толщины пласта, ограниченная непроницаемыми перемычками, характеризуется отсутствием притока. Обычно она приурочена к кровле или подошве пласта. Характер насыщения определяется по результатам предшествующих исследований или данным электрического каротажа.

Таким образом, на Самотлорском месторождении при быстром разбуривании сетки уплотняющих скважин и больших объемах исследований добывающих скважин можно с помощью ГИС построить карты обводненных толщин продуктивных пластов по какому-либо блоку или даже по всей площади залежи на текущую дату разработки. Авторами составлены такие карты для всех пластов горизонта БВ₈. Кроме того, при анализе состояния разработки были построены и использовались карты фактических и расчетных изохрон обводнения [2], карта минерализации попутно добываемых вод и геолого-промысловые профили выработки. Все это позволило охарактеризовать состояние выработки залежи, дать рекомендации для технологических мероприятий по регулированию разработки и представить в обобщенной форме материалы ГИС для расчета коэффициента текущей нефтенасыщенности объемным методом с учетом фактически обводненных толщин пластов.

По нашему мнению, такой подход можно перенести и на другие нефтяные залежи, способствуя тем самым наиболее полному и эффективному использованию промыслово-геофизической информации.

1. Ингерман В.Г. Автоматизация результатов ГИС. М., Недра, 1981.
2. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М., Недра, 1974.
3. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра,1978.
4. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1977.

Рис. 1. Сводные статистические разрезы и расчетные кривые проницаемости горизонта БВ₈ Самотлорского месторождения.

Интервалы разреза, сложенные коллекторами, по данным скважин: 1 - более 70%, 2 - 30-70%, 3 - менее 30 %

Рис. 2. Характер изменения параметров пласта при заводнении.

W - содержание воды в продукции скважин; r_п - УЭС пласта, l_п - декремент затухания плотности тепловых нейтронов, Сl - содержание ионов хлора в попутно добываемой воде

Рис. 3. Диаграммы электрического каротажа на различных этапах обводнения горизонта БВ₈.

1 - нефтенасыщенный интервал; интервалы, обводненные водой: 2 - осолоненной, 3 - пресной

Рис. 4. Схематический геолого-промысловый разрез горизонта БВ₈ Самотлорского месторождения.

Сважины: 1 - добывающие, 2 - нагнетательные, 3- контрольные, 4 - вновь пробуренные; 5 - интервалы перфорации; притоки: 6 - нефти, 7 - воды; 8 - глины; 9 - песчаники нефтенасыщенные; 10, 11 - песчаники, соответственно обводненные пресной и осолоненной водой

Рис. 5. Схемы выделения обводненной толщины пластов по данным исследований добывающих скважин.

1 - интервал перфорации; притоки: 2 - безводной нефти, 3 - воды; 4,5 - соответственно нефтенасыщенная и обводненная части пласта; 6 - плотная перемычка