К оглавлению

УДК 550.832:550.8.05

О критериях эффективности промыслово-геофизической интерпретации

Д. А. ШАПИРО (Татнефтегеофизика)

Критерии, применяемые для оценки работы любой службы, заметно влияют на направление и целевые установки ее деятельности. Рассмотрим с этой точки зрения показатели, характеризующие геологическую эффективность промыслово-геофизической интерпретации.

Введем символы: Н - число нефтегазоносных пластопересечений, выделенных за отчетный период по геофизическим заключениям и подвергшихся испытаниям, П - то же для пластопересечений с неясной или промежуточной геофизической характеристикой, В - то же для пластопересечений, охарактеризованных как водоносные или непродуктивные (сухие). Обозначим символами Н_н, П_н, В_н число пластопересечений с данной геофизической характеристикой, давших при испытаниях нефть или газ, и символами Н_в, П_в, В_в число пластопересечений, давших воду или не давших притока. Эффективность работы промыслово-геофизических предприятий и их интерпретационных подразделений в системе управления Нефтегеофизика МНП оценивается следующими коэффициентами:

эффективности

достоверности

Подтверждаемости

пропуска

однозначности

где Н_о, П_о, В_о - общее число перфорированных и неперфорированных пластопересечений, выделенных с соответствующей характеристикой по геофизическим заключениям. При определении «тринадцатой зарплаты» вводится комплексный коэффициент эффективности Ккэ=Кпт*Код.

Считается, что при одинаковых геологических условиях коэффициенты эффективности, достоверности, подтверждаемости и однозначности тем выше, а коэффициент пропуска тем ниже, чем эффективнее комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), совершеннее методика интерпретации и выше квалификация интерпретаторов. Однако здесь влияют еще некоторые факторы.

1. В формулах (1) - (5) не учитывается различная вероятность обнаружения двух видов ошибок интерпретации. Ошибка первого рода - нефтегазоносная или неясная характеристика водоносного или сухого пластопересечений - приводит к излишним испытаниям пластов, но тем самым она рано или поздно обязательно будет обнаружена. Нефтегазоносные пластопересечения, охарактеризованные как водоносные или неколлекторы (ошибки второго рода), в подавляющем большинстве случаев не испытываются. Вероятность обнаружения такой ошибки где N - общее число скважин, в которых проведены испытания в отчетном периоде, N_B - число скважин, в которых испытывались пласты, водоносные или «сухие» по заключениям геофизиков. Параметр P₁=1/w показывает, какому количеству пропущенных нефтегазоносных пластов соответствует один выявленный пропуск. Обычные его значения от 10 до 100.

2. Потери при ошибке первого рода Ц₁ ограничиваются стоимостью самого испытания и последующего освоения скважины. Они колеблются от 1 тыс. до 10 тыс. руб. Потери Ц₂ при ошибке второго рода на несколько порядков больше. Например, при пропуске одного пластопересечения карбонатного коллектора мощностью 2 м при площади дренирования 60 тыс. м², пористости 10%, нефтенасыщенности 75% нефтеотдаче 50%, плотности нефти 0,88 г/см³ в недрах останется около 4 тыс. т нефти. При минимальном превышении мировых цен на нефть над стоимостью ее добычи и транспортировки 125 руб. за 1 т потери Ц₂ из-за одной ошибки второго рода составят около 500 тыс. руб. При пропуске пластопересечения терригенного коллектора мощностью 7 м, нефтенасыщенностью 20% и нефтеотдачей 71 % при тех же значениях остальных подсчетных параметров потери Ц₂ составят 5 млн. руб. Таков примерный диапазон наиболее вероятных величин Ц₂. Отношения цен ошибок второго и первого рода Р₂ = Ц₂/Ц₁ могут, следовательно, иметь значения от 50 до 5000 при наиболее вероятном 500. По потерям одна выявленная ошибка второго рода эквивалентна P₁P₂, т. е. 5*10³-5*10⁵ ошибок первого рода.

Экономически целесообразно испытывать пласты с вероятностью получения нефти или газа Fн > Fн.о =1/P₂, где Fн.о - кондиционная вероятность F_н. Из сказанного следует, что оптимальная величина Fн.о ~0.002, или 0,2%. Однако на практике пластопересечений со столь малой и все же отличной от нуля вероятностью нефтегазоносности очень мало и их невозможно отличить от заведомо водоносных пластов, но пластопересечения с вероятностью F_н больше 5 % испытывать необходимо, что по причинам, рассмотренным ниже, обычно не делается.

3. При применяемых комплексах ГИС далеко не всегда можно определить, является ли данное пластопересечение нефтегазоносным, водоносным или «сухим». Особенно невелика пока разрешающая способность ГИС в сложных карбонатных коллекторах, в пластах, заводняющихся пресными водами, и в некоторых других случаях. В карбонатном разрезе эффективность ГИС снижается из-за отсутствия или слабого внедрения акустического, ядерно-магнитного и гамма-гамма-каротажа и особенно из-за глубокого проникновения промывочной жидкости в пласты, вызванного бурением на воде и большим запаздыванием в проведении электрометрических исследований. Это зачастую делает невозможным определение удельных сопротивлений и нефтегазонасыщенностей значительной части пластопересечений по геофизическим данным и нередко приводит к массовому выделению ложных «нефтегазоносных» пластов, поглотивших пресную воду, и к пропуску действительно нефтегазоносных пластов при поглощении соленой воды. Использование дополнительной геологической информации и результатов прямых геохимических исследований (газовый каротаж, люминесцентно-битуминологический анализ, исследования испытателями пластов) уменьшает неопределенность, но все же она значительна, да и имеются эти данные далеко не всегда. Здесь можно говорить только об упомянутой выше вероятности нефтегазоносности пласта Fн.

Чем больше принятая интерпретатором предельная величина Fн.о вероятности F_н, разделяющая возможно нефтегазоносные пласты, подлежащие испытаниям, и пласты, водоносные по геофизическим заключениям, тем меньше при прочих равных условиях количество излишних испытаний, но тем больше пропускается нефтегазоносных пластопересечений и тем больше вызванные этим потери для народного хозяйства. Обычно величины F_H и Fн.о количественно не определяются, но ту же роль играют расчетные Кн.р и кондиционные Кн.о значения нефтегазонасыщенности или (на хорошо изученных площадях) абсолютные гипсометрические отметки данного пласта и водонефтяного контакта, определенного при площадном геологогеофизическом обобщении (обычно используется комплекс нескольких критериев). При этом могут быть приняты значения Кн.о или отметки ВНК, соответствующие очень высоким значениям Fн.о, но так как количественные значения вероятности нефтеносности пропущенных пластов неизвестны, интерпретатор может не осознавать причиненный им ущерб.

Рассмотрим с этой точки зрения коэффициенты эффективности, достоверности и подтверждаемости, в значительной степени дублирующие друг друга. Поскольку пласты, водоносные по геофизическим данным, испытывают во много раз реже, чем нефтегазоносные (), формулы (1) -(3) приобретают вид:

т. е. результаты испытаний пластов с водоносной геофизической характеристикой и, следовательно, дорогостоящие ошибки второго рода на величины К_э, К_д, К_пт практически не влияют. Эти коэффициенты тем выше, чем больше доля пластов, давших нефть или газ при испытании, т. е. как было показано выше, чем больше F_H.o, чем больше (при прочих равных условиях) пропущено нефтегазоносных пластопересечений. Можно поднять их значения до величин, намного превышающих реальные возможности данного комплекса ГИС, если принять Fн.о равным 80 или 90 %, и, действительно, при площадном обобщении по карбонатному разрезу Татарии (Изучение нефтеносности карбонатных коллекторов по геофизическим данным / Ю. В. Кормильцев, Г. М. Донов, Е. 3. Зорин и др. - Нефтепромысл. геол. и геофиз., 1979, № 10, с. 27-29.) принято Fн.о = 90%. Все достаточно многочисленные пласты с хотя бы немного меньшей вероятностью нефтеносности рассматриваются как водоносные и к испытаниям не рекомендуются.

Коэффициент однозначности стимулирует как можно меньшее выделение пластопересечений с неясной характеристикой. Выделение таких пластопересечений снижает и коэффициент К_д.

В большинстве случаев (но далеко не во всех) они дают при испытаниях воду (Fн<50 %), и уж если отказываться от неясной характеристики, то безопаснее, хотя далеко не безвреднее, заменять ее характеристикой «водоносной», особенно если учесть малую вероятность обнаружения ошибки в этом случае.

Коэффициент пропуска должен был бы сдерживать эти тенденции, но как следует из формулы (4), он не учитывает ни весьма малую вероятность выявления пропусков нефтегазоносных пластов, ни их высокую «цену» и, следовательно, в Р₁Р₂ раз, т. е. на несколько порядков, уменьшает относительные материальные потери из-за учитываемой им ошибки (по сравнению с потерями из-за излишних испытаний). Обычно он имеет настолько малую величину, что она не вызывает беспокойства. Пропуски нефтегазоносных пластов рассматриваются и в «индивидуальном порядке», но, как показывает опыт, этого обычно бывает недостаточно.

Таким образом, при равной эффективности комплекса ГИС и одинаковой квалификации интерпретаторов их работа и работа их предприятия в целом оцениваются тем ниже, чем меньше они пропускают нефтегазоносных пластопересечений и, наоборот, чем больше пропускается продуктивных прослоев, тем более благополучную картину дают существующие критерии эффективности.

В частности, значения коэффициентов К_э, К_д, К_пт, К_од возрастают при использовании завышенных кондиционных значений мощности, коллекторских и геофизических параметров пласта, при применении петрофизических зависимостей, занижающих его нефтегазонасыщенность и пористость, при проведении ВНК не по подошве, а по кровле зоны пласта, дающей обводненную нефть, и, вообще при выборе слишком высоких отметок ВНК, чему способствует получение воды из нефтеносных прослоев вблизи ВНК по техническим причинам без выполнения исследований по определению источника обводнения. Повышаются эти коэффициенты и при отказе геологической службы от испытаний выделенных при интерпретации сомнительных пластов.

Разумеется, в большинстве случаев и интерпретаторы-геофизики, и промысловые геологи не пропускают пласты с высокой вероятностью нефтегазоносности ради «благополучных» показателей, но было бы все же лучше, если бы их честность и принципиальность поощрялись, а не наказывались системой оценки их труда. Нельзя недооценивать силу психологического давления, которому они подвергаются. Довести Fн.о до 90 % (в явной или неявной форме) способны, конечно, немногие интерпретаторы, но и немногие, по-видимому, решаются опустить эту величину ниже 30 %. Здесь сказывается прежде всего то обстоятельство, что «дешевые» ошибки первого рода выявляются в значительной части немедленно и сразу же ухудшают показатели работы предприятия со всеми вытекающими отсюда последствиями материального и морального порядка. Дорогостоящие же ошибки второго рода выявляются, как правило, или через несколько лет при площадном обобщении, когда исправить их последствия часто уже невозможно, или вообще никогда не выявляются, если и при сводной интерпретации есть опасение, что часть дополнительно рекомендованных к перфорации пластопересечений не даст нефти или газа и результаты обобщения будут дискредитированы. Именно поэтому нельзя успокаивать себя тем, что допускаемые при оперативной интерпретации пропуски нефтегазоносных пластов будут исправлены в будущем.

Нельзя недооценивать и величину потерь, вызванных рассмотренными выше причинами. При современных мировых ценах на нефть и газ, заставляющих по-новому подойти к вопросам рентабельности в нефтяной и газовой промышленности, эти потери могут исчисляться миллиардами рублей.

Нередко «водоносную» характеристику возможно нефтеносного (неясного) пласта оправдывают недопустимостью его включения в подсчет запасов, но рекомендация к испытанию отнюдь не делает обязательным учет пласта в балансе запасов. Кроме того, испытание любого такого пла- стопересечения резко снижает неоднозначность характеристики того же прослоя в соседних скважинах и, следовательно, «рискованных» испытаний понадобится не так уж много.

Можно предложить критерий эффективности интерпретации, не стимулирующий пропуски нефтегазоносных пластов, если при его расчете брать за основу не просто количество ошибок первого и второго рода, а обусловленные ими материальные потери.

Обозначим общую прибыль, которую должны дать нефть и газ, извлеченные из вскрытых перфорацией пластов, Со= (Нн+Пн+Р₁Вн)Ц₂. Здесь и ниже величина Вн умножается на коэффициент Р₁, учитывающий неполное выявление испытаниями нефтегазоносных пластопересечений, пропущенных при интерпретации. Потери от излишних испытаний C₁=(H_B+ П_в)Ц₁, потери от пропуска нефтегазоносных пластов С₂ = P₁BнЦ₂. Для характеристики потерь от ошибок первого рода следует использовать коэффициент ложной нефтегазоносности, равный, учитывая, что Ц₂/Ц₁ = Р₂,

Более объективную оценку потерь, вызванных ошибками второго рода, может дать исправленный коэффициент пропуска:

Разумеется, этот коэффициент нельзя определить, если пластопересечения, водоносные или непродуктивные по геофизическим заключениям, вообще не испытывались. Общий коэффициент потерь

Он и должен служить искомым критерием.

В формулах (7) и (8) пластопересечения с нефтегазоносной и неясной геофизической характеристикой рассматриваются вместе. Действительно, если мы считаем обязательными испытания пластопересечений с неясной или промежуточной характеристикой (что, к сожалению, делается не всегда), то для выбора интервалов перфорации и оценки экономической эффективности интерпретации разделение нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных пластов несущественно. Можно только условиться проводить границу между ними по определенной величине F_н или заменяющего ее параметра (например, по F_н=0,8).

Более точные значения общего коэффициента потерь можно получить, если под символами Н_н, П_н, В_н, Н_в, П_в подразумевать не количества, а суммарные мощности соответствующих пластопересечений. Но и самые обоснованные количественные критерии не смогут заменить углубленного анализа работы интерпретационной службы, учитывающего конкретные геолого-технические условия данного района.

Выводы

1. Можно получить очень высокие значения критериев эффективности промыслово-геофизической интерпретации (коэффициентов эффективности, однозначности и др.), рекомендуя к испытаниям только бесспорно или почти бесспорно нефтегазоносные пласты, а все «сомнительные» прослои характеризуя как «водоносные» или «непродуктивные». Но при таком подходе стимулируются пропуски возможно нефтегазоносных пластов, что оборачивается большим ущербом для народного хозяйства.

2. Рекомендуется комплексный критерий, лишенный этого недостатка.

3. Уменьшение числа излишних испытаний без увеличения количества пропущенных нефтегазоносных пластов возможно только путем повышения информативности комплекса ГИС: его совершенствования и дополнения, правильной подготовки скважин к исследованиям и своевременного их проведения. Завышенные коэффициенты эффективности и однозначности создают только иллюзию благополучия и тем самым сдерживают проведение необходимых мероприятий.

Поступила 2/1 1984 г.