К оглавлению	УДК 001.18:553.983
	© Коллектив авторов, 1991

Прогноз зон промышленной нефтеносности на месторождениях сложного строения

Л.Б. БЕРМАН, Н.М. АФОНИНА, К.Е. ЗАКРЕВСКИЙ, И.М. ЧУРИНОВА (ЦГЭ), В.А. ЮДИН (ВНИИгеоинформсистем), Н.М. ЕМЕЛЬЯНОВА (ВНИГНИ)

В процессе разведки месторождений нефти и газа используется широкий комплекс геолого-геофизических исследований, однако ряд важных параметров, определяющих промышленную значимость залежи (Оценка промышленной значимости заключается в определении полей продуктивности и извлекаемых запасов при заданных технико-экономических критериях.), оценивается лишь по данным бурения, испытания и исследования скважин. К таким параметрам относятся: эффективные нефтегазонасыщенные толщины продуктивных пластов (Н_эф) и их ФЕС; положение контактов газ - нефть - вода в разных частях залежи и т. д. На основе данных ограниченного объема разведочного бурения сложно определить параметры полей извлекаемых запасов и продуктивности скважин с надежностью, необходимой для проектирования системы разработки, особенно для нефтяных залежей сложного строения с низкой плотностью запасов нефти, относящихся к классу резервуаров с прерывистой неоднородностью согласно классификации, приведенной в работах [2, 3]. На таких месторождениях бурят много эксплуатационных скважин в зонах, в которых бурение в настоящее время экономически нецелесообразно, неоптимальны используемые системы поддержания пластового давления и т. д. Частичное преодоление информационного дефицита с целью оптимизации всей системы освоения возможно за счет более полного использования косвенных данных.

Рассмотрим возможности реализации этого направления при прогнозировании зон промышленной нефтеносности на примере Ловинского месторождения Западной Сибири. Работы проведены по инициативе и под руководством А.X. Мирзаджанзаде и В.Ю. Филановского в рамках создания методики адаптивного проектирования разработки нефтяных месторождений.

Продуктивные отложения Ловинского месторождения относятся к тюменской свите, стратиграфически разделены на пласты Ю_2-3, Ю₄, Ю₅. Литологически коллектор представлен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с глинистым и карбонатным цементом. В процессе разведки месторождения по данным анализов керна, ГИС и результатам гидродинамических исследований было установлено, что продуктивные отложения характеризуются весьма значительной изменчивостью коллекторских свойств. Продуктивность нефтяных скважин различается более чем в 100 раз, доля продуктивных разведочных скважин <=80 %. Продуктивность по нефте- и водоотдающим интервалам близка и изменяется в диапазоне от 0,02 до 0,6 м³/сут-МПа. При подсчете запасов неоднородность продуктивных отложений по ФЕС учитывалась путем оценки в каждой разведочной скважине средневзвешенных по толщине значений пористости и нефтенасыщенности с последующим построением соответствующих карт для основного пласта Ю_2-3 в предположении о его пликативном строении и с выделением отдельных высокопродуктивных зон в других пластах.

Результаты гидродинамических исследований и промысловых наблюдений в эксплуатационных скважинах первоочередного участка разработки и дополнительно пробуренных разведочных подтвердили весьма значительную неоднородность по ФЕС коллектора пласта Ю_2-3, а также выявили в ряде скважин водоносные пласты, расположенные более чем на 30 м выше ВНК, принятого при подсчете запасов нефти. Это указывает на латеральную гидродинамическую разобщенность продуктивных отложений в тюменской свите.

Анализ промысловых данных по продуктивности скважин на первоочередном участке разработки показал, что средний начальный проектный дебит (Qн=30 т/сут) характерен менее чем для 25 % скважин (принимая отклонения от среднего примерно 30 %), при этом более чем в половине скважин с момента их ввода целесообразна лишь механизированная добыча.

Значительная неоднородность коллектора по мощности и площади четко проявляется при сопоставлении текущих и максимальных рабочих дебитов нефти по одной и той же группе скважин (рис. 1). Текущие дебиты нефти резко снизились по отношению к начальным (максимальным) в течение 2,5 лет с начала понижения пластового давления (ППД) из-за быстрого обводнения наиболее высокодебитных скважин, а также из-за того, что ряд скважин работает в зонах, в которых нет ППД. Результаты бурения и эксплуатации приблизительно 200 первоочередных эксплуатационных скважин показали, что около 45 % из них пробурены в зонах, где добыча нефти нецелесообразна при экономических ограничениях, принятых при проектировании системы разработки месторождения.

Несоответствие проектных и фактических показателей разработки по месторождению обусловлено неадекватностью фактического распределения ФЕС пласта Ю_2-3 и модели изменчивости его по латерали и вертикали, принятой при подсчете запасов и при проектировании системы разработки. При этом основные погрешности в прогноз показателей разработки вносит неадекватность модели пласта по латерали.

Для оценки качества принятой модели в наиболее детально разведанной части месторождения (17 разведочных скважин на площадь <50 км²) по результатам исследования разведочных скважин с использованием программного комплекса, разработанного во ВНИГНИ, были построены карты Н_эф, концентрации балансовых и активных запасов. В точках расположения 144 пробуренных эксплуатационных скважин были сопоставлены фактические (по данным ГИС) и интерполяционные (по картам) значения исследуемых параметров, а затем определены погрешности интерполяции. Оценки исследуемых параметров в разведочных и эксплуатационных скважинах проведены по одной и той же методике.

Для первоочередного участка разработки прогнозные оценки средневзвешенных по площади подсчетных параметров оказались систематически завышены приблизительно на 30 %. При этом встречаются большие систематические и случайные погрешности в прогнозе исследуемых параметров в точках бурения скважин. На рис. 2, в приведена карта погрешностей прогноза Н_эф, из которой видно, что существуют значительные по площади зоны, в пределах которых ошибки имеют одинаковый знак. Вид гистограмм ошибок, близкий к нормальному,- результат осреднения разнотипных данных по большому количеству зон (рис. 2, б). Аналогичные результаты получены при анализе полей других параметров.

Сложность и неизученность интерполяционных моделей применительно к восстановлению полей подсчетных параметров пласта Ю_2-3 подтверждаются результатами расчета корреляционных функций. Из расчетов следует, что поле Н_эф., наиболее простое относительно полей других исследованных подсчетных параметров, представляет собой сочленение небольших по площади зон. Для этого поля низкочастотная составляющая изменчивости Н_эф сильно зашумлена высокоамплитудными, высокочастотными составляющими. В итоге значимая корреляция фиксируется в радиусе не более 1 км.

Таким образом, оценка утвержденных в КЗПИ СССР запасов нефти по категории С₁ содержит весьма значительную случайную погрешность, обусловленную сложностью полей подсчетных параметров. В этих условиях прогноз добычи в рамках квазиоднородной модели не может быть удовлетворительным.

Для уточнения геологопромысловой модели месторождения были использованы результаты эксплуатационного бурения и контроля разработки за первые три года опытно-промышленной эксплуатации, а также данные сейсморазведки, результаты дешифрирования данных космической (КС) и аэрофотосъемок (АФС) и др. Изучение ФЕС пород Ловинского месторождения комплексом разномасштабных методов проведено в соответствии с методикой, изложенной в работе [5].

В разрезе был выделен ряд групп пород с различными ФЕС, наиболее резко отличающихся по проницаемости и нефтенасыщенности (табл. 1). При этом установлено, что около 90 % балансовых запасов нефти в пределах разбуренного участка приурочено к породам с Кпр<=10*10^-3 мкм².

Анализ данных бурения и разработки показал, что основными зонами эксплуатации на Ловинском месторождении должны быть те, в которых развиты высокопроницаемые коллекторы группы 1, а также примыкающие к ним зоны с Нэф>=5 м при отсутствии в них пород группы 1.

При этом оптимальная плотность сетки эксплуатационных скважин во всех выявленных зонах при Н_эф >= 5м оказалась примерно одинаковой. Прогноз ФЕС залежи будет удовлетворительным, если на его основе можно будет выявить в пределах контура нефтеносности непромышленные зоны, в которых Н_эф<5 м и отсутствуют высокопроницаемые породы группы 1. Важно корректно обосновать пороговые требования к зонам различной промышленной значимости на основе гидродинамических и технико-экономических расчетов.

Зоны развития пород группы 1, высокая проницаемость этих пород - следствие гидротермальных процессов на месторождении [1] - были выявлены преимущественно в наиболее приподнятых частях Ловинского поднятия, четко фиксируемых по данным сейсморазведки в рельефе доюрских отложений. Анализ данных ГИС показал, что породы группы 1 распределены в разрезе закономерно и приурочены к тем частям, в которых до проявления гидротермальных процессов залегали породы с высоким содержанием известковистого цемента. Сопоставление данных о распределении по площади высокопродуктивных скважин с данными сейсморазведки и результатами дешифрирования КС и АФС позволило выявить существенное влияние тектонической активности в пределах площади месторождения на распределение в разрезе высокопроницаемых пород. Высокопродуктивные зоны приурочены к зонам тектонической активности, фиксируемым по сейсморазведке, КС и АФС [4].

Для формирования образов зон различного типа по данным сейсморазведки, КС и АФС было проведено «обучение» по разбуренному участку месторождения. Выборка «обучения» формировалась по данным бурения и контроля за разработкой. С этой целью по данным каротажа проведено расчленение разрезов 166 пробуренных скважин на группы с различными ФЕС (см. табл. 1). Это позволило выделить следующие классы скважин.

1. Высокопродуктивные, содержащие прослои пород группы 1, с начальным рабочим дебитом нефти Q₀>=50 т/сут в зонах с начальным пластовым давлением. По концентрации запасов они были подразделены на два подкласса: 1а (Н_эф>=5 м) и 1б (Н_эф<5 м).

2. Продуктивные, не содержащие прослои пород группы 1, с Нэф>=5 м и Q₀ >=15 т/сут (Порог по продуктивности определен СИБНИИНП в технологической схеме разработки Ловинского месторождения.).

3. Малопродуктивные при Hэф>=5м, Q₀<15 т/сут при механизированной добыче.

4. Непромышленные с Hэф<5м, Q₀<15 т/сут

Дебиты скважин определялись по промысловым исследованиям или рассчитывались на основе данных группирования пород по ФЕС.

По данным промысловых наблюдений были выявлены заведомо гидродинамически связанные участки залежи. В качестве основного индикатора использовалась реакция на ППД (закачку воды в нагнетательные скважины) по давлению, дебиту, обводненности или газовому фактору. Установлено, что примерно за 2,5 года ППД при сетке 450X450 м в скважинах 3 и 4 классов реакция на закачку не фиксируется. В скважинах класса 1 реакция на ППД фиксируется на расстоянии до 3 км при длительности стабильной закачки в несколько месяцев. Реакция на ППД по давлению фиксируется быстрее чем за 1 месяц при удалении добывающих скважин от нагнетательных до 1,5 км. В ряде скважин этого класса обводнение фиксируется через Dt<=6 мес после начала ППД.

В скважинах класса 2 за указанный период наблюдений также четко фиксируется реакция на ППД при удаленности добывающих скважин от нагнетательных не более чем на 1 км. Эти данные позволили выявить заведомо гидродинамически связанные части залежи и гидродинамически разобщенные. Последние контролируются положением на площади эксплуатационных скважин, в разрезе которых фиксируются высокопроницаемые прослои, наиболее быстро реагирующие на ППД. Вероятные границы между отдельными частями залежи наиболее четко удается наметить при использовании в качестве нагнетательных высокопродуктивные скважины класса 1, оказывающие воздействие на значительный объем залежи (до 10 и более добывающих скважин реагируют на закачку воды в одну высокопродуктивную). Однако в этих случаях зачастую не обеспечивается оптимальная нефтеотдача. Сопоставление положения на площади гидродинамически разобщенных частей залежи показало, что они в большинстве случаев разделены тектоническими нарушениями, фиксируемыми дистанционными методами [4].

При формировании выборки «обучения» для разделения зон различной промышленной значимости границы зон принимались по данным сейсморазведки с использованием данных КС и АФС, а каждая зона характеризовалась по данным бурения и разработки. При этом были выделены три типа зон:

а) промышленные (скважины подкласса 1а или класса 2);

б) неопределенные (скважины класса 3 и подкласса 1б);

в) непромышленные (скважины класса 4).

Зоны наиболее высокой продуктивности характеризуются следующими признаками (рис. 3):

· расположены в пределах древних куполов;

· приурочены к присводовым частям (реже к своду) приподнятых локальных участков, сформированных конседиментационными нарушениями;

· подвергались воздействию постседиментационных нарушений;

· имеют повышенные амплитуды в окнах, соответствующих положению второй-третьей пачек в пласте Ю_2-3

· подстилаются раздробленным фундаментом, отражающим зону повышенной активизации.

В ряде случаев зоны повышенной активизации выявляются на КС в виде небольших по площади локальных аномалий, что позволяет их оконтурить.

В непромышленных зонах фиксируется снижение амплитуд, отмечается «сохраненный» фундамент, на АФС не фиксируются нарушения (см. рис. 3).

По нижнему эксплуатационному объекту (пласты Ю₄ + Ю₅) прогноз зон промышленной нефтеносности дан исходя из оценок по данным сейсморазведки толщин тюменских отложений и гипсометрии кровли объекта. Это представлялось достаточным, так как результаты разведочного бурения показали, что пласт Ю₅ отличается более высокими ФЕС, чем вышележащие, и при вскрытии полной мощности пласта Ю₅ в чисто нефтяной зоне он обычно служит самостоятельным объектом разработки.

После завершения работ по прогнозу зон различной промышленной значимости на месторождении было пробурено более 200 эксплуатационных скважин. Сопоставление прогнозных и фактических характеристик зон различной промышленной значимости по данным бурения показало, что примерно в 75 % случаев прогноз дан правильно. При этом наиболее надежно были выделены непромышленные зоны, которые разбурены в рамках модели залежи, ранее принятой в технологической схеме (табл. 2).

Анализ ошибок прогноза показал, что к промышленным были отнесены зоны, в которых наблюдались большие эффективные нефтенасыщенные мощности, представленные коллекторами групп 3 и 4 (см. табл. 1). В скважинах, пробуренных в этих зонах, начальные дебиты нефти составляли около 10 т/сут. Зоны, ошибочно опознанные как промышленные, характеризуются малой площадью (8 скважин в 4 зонах). Все непромышленные зоны большой площади опознаны правильно. При этом погрешности прогноза в зонах профилей и в межпрофильном пространстве одинаковы.

Проведенные работы показали, что на месторождениях сложного и очень сложного строения возможно повышение надежности прогноза зон промышленной нефтеносности при совместном использовании данных косвенных и прямых методов исследования ФЕС.

Уровень изученности месторождения, позволяющий дифференцировать его на зоны с различной промышленной значимостью, достаточен для первого этапа проектирования разработки месторождения, определяющего основной объем эксплуатационного бурения. В процессе разработки месторождения необходима корректировка прогноза положения зон промышленной нефтеносности по мере получения дополнительных данных, повышающих представительность выборок «обучения» при решении классификационных задач, нужных для широкого привлечения результатов косвенных методов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Белкин В.И., Медведский Р.И., Аббасов И.А. Жильный тип ловушек углеводородов // Обзор. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1988,- Вып. 12,- С. 51.

2. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа.- М.: Недра.- 1985.

3. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов,- М.: ГКЗ СССР,- 1984.

4. Особенности комплексного изучения сложнопостроенных залежей нефти аэрокосмическими и сейсмическими методами (на примере доразведки Ловинского месторождения) / Л.Б. Берман, Н.Ф. Величкина, К.Е. Закревский, В.Н. Ларкин / В кн.: Прогнозирование структур осадочного чехла на основе комплексной интерпретации и обработки на ЭВМ аэрокосмических и геолого-геофизических данных.- М.: ВНИГНИ.- 1990.- С. 98-111.

5. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений / Л.Б. Берман, В.С. Нейман, М.Д. Каргер и др.- М.: Недра,- 1987.

Abstract

Procedures developed for constructing a field-geological model of the complexly structured field and for predicting commercially oil-bearing zones are outlined with special reference to the Lovinskoye field, western Siberia. It has been demonstrated that production forecast in terms of a quasiuniform model contains great mistakes. In order to improve the model, we have used the results of development drilling and the control over pilot-commercial production, as well as seismic and well log data and the results of deciphering of space and aerophoto survey materials. A high efficiency of predictions has been confirmed by subsequent drilling data.

Таблица 1. Характеристика продуктивных коллекторов тюменских отложений Ловинского месторождения

Группа	Пористость по керну, %	Нефтенасыщенность по керну, %	Проницаемость, мкм^2		Средняя продуктивность, м^3/сут-МПа
			Диапазон по керну	Среднее по КВД
1	22	70	0,02-0,5	>=0,1	8
2	19	45	0,002-0,03	0,009	0,5
3	16,5	35	0,001-0,01	0,0035	0,15
4	16	30	<=0,005	-	<0,1

* КВД - кривая восстановления давления.

Таблица 2. Результаты сопоставления прогнозной и фактической оценок промышленной значимости Ловинского месторождения

Зона	Объект	Число зон/скважин
		прогнозное	фактическое
Промышленная	Верхний	8/41	6/34
	Нижний	22/50	17/39
Непромышленная	Верхний	17/93	13/85
	Нижний	6/10	5/8

Рис. 1 Гистограммы рабочих дебитов нефти:

1-начальных (N₁-126 скв.), 2 - текущих (N₂-119 скв.)

Рис. 2. Гистограммы ошибок прогноза Н_эф по результатам разведочного бурения 155 скважин (а), 144 скважин (б) и карта ошибок прогноза Н_эф (в).

- фактические и интерполяционные значения . Значения -  центрированные на величину систематической ошибки, равной 1,8 м. 1,2,3 - изогипсы соответственно положительных, отрицательных и нулевых абсолютных ошибок прогноза (м)

Рис. 3. Временной разрез по профилю 22/86 Ловинской площади (а) и график амплитуды отраженной пачки Ю_2-3 (б).

Т - кровля тюменской свиты; А - подошва тюменской свиты; зоны: 1 - промышленные, 2 - неопределенные, 3 - непромышленные; нарушения: 1 - конседиментационные, 2 - пост- седиментационные; 3 - границы положительных структур