К оглавлению журнала

  

УДК 550.34.06.013.2

© В.С. Славкин, А.Г. Арье, Е.А. Копилевич, 1997

ОЦЕНКА ГИДРОПРОВОДНОСТИ И ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

В.С. Славкин, А.Г. Арье, Е.А. Копилевич (ВНИГНИ)

Важнейшей особенностью современного процесса геологоразведочных работ на нефть и газ, обусловленного комплексом организационно-экономических факторов, является кардинальное изменение представлений об его конечной цели. Если раньше единодушно признавалось, что конечными целями геологоразведочных работ были открытие и оценка (разведка) нефтяных и газовых месторождений, то теперь такую целевую функцию признать исчерпывающей нельзя. Действительно, сегодня десятки подготовленных к разработке месторождений, в том числе и в районах с развитой инфраструктурой, не вводятся в эксплуатацию по ряду причин, из которых важнейшей следует признать ожидание низких притоков углеводородного сырья в эксплуатационные скважины. Поэтому первоочередной целью современного процесса геологоразведочных работ на нефть и газ необходимо считать подготовку запасов углеводородного сырья с заведомо заданными (приемлемыми) эксплуатационными характеристиками, т.е. прежде всего с приемлемыми дебитами скважин.

Другой целью геологоразведочных работ должна быть практическая локализация на площадях уже открытых и оцененных месторождений участков и зон с достаточными для промышленной эксплуатации притоками углеводородного сырья.

Необходимо подчеркнуть, что достижение этих целей в условиях жестких ограничений на объемы поискового и разведочного бурения возможно только в том случае, если в ближайшее время будут найдены подходы к количественным расчетам ожидаемых дебитов эксплуатационных скважин (при заданных параметрах эксплуатации и конструкции) по данным сейсморазведки.

Обсуждению одного из таких подходов, предложенного авторами для терригенных коллекторов перового типа, и посвящена настоящая статья.

В соответствии с основными положениями теории подземной гидравлики величина дебита скважины, вскрывающей пласт (при заданных депрессии и конструкции) , практически полностью определяется величиной гидропроводности слагающих его пород. Величина гидропроводности и ее изменения в объеме залежи определяют возможности и экономическую целесообразность разработки. Без информации о величинах гидропроводности в разных точках пласта невозможно рациональное размещение эксплуатационных скважин. Такие данные служат базой для моделирования разработки месторождения и организации поддержания пластового давления при эксплуатации в части целенаправленности выбора точек заложения нагнетательных скважин, обоснования интенсивности нагнетания в разных точках пласта.

Наиболее надежный и традиционный метод определения гидропроводности пласта основывается на обработке данных снижения пластового давления при проведении опытных откачек из скважин [2]. Чем более продолжительна откачка, тем больше площадь пьезометрического воздействия на пласт (область воронки депрессии от откачки) и тем большая территория вокруг скважины охарактеризована величиной гидропроводности. Однако при проведении таких откачек неизменно возникает проблема утилизации добываемой продукции. Во-первых, из соображений экологической безопасности, во-вторых, во избежание экономических потерь от бесполезного расходования добываемого продукта.

В идеале следовало бы стремиться к тому, чтобы оценками гидропроводности была охвачена вся территория развития залежи. Однако даже при высокой проницаемости пласта (несколько десятков квадратных микрометров) в течение 30 сут откачки радиус образованной ею воронки депрессии не выходит за пределы 1-2 км. Следовательно, для реализации идеального случая в таких условиях потребовалась бы сетка оценочных скважин с шагом 2-4 км. При проницаемости пласта 5 мкм2 величина шага снижается почти втрое. Изложенные обстоятельства показывают, что определение гидропроводности гидродинамическим методом требует существенных затрат на бурение и исследование оценочных скважин.

Приведенные выкладки свидетельствуют о невозможности создания адекватной модели гидропроводности пласта на поисковом этапе, когда расстояния между скважинами, где могут проводиться гидродинамические наблюдения, превосходят указанные на порядок. Таким образом, подтверждается необходимость привлечения сейсмических данных для оценки гидропроводности пластов в межскважинном пространстве как на поисковом, так и на оценочном этапах геологоразведочных работ.

Рассмотрим некоторые формальные преобразования, необходимые для понимания сущности предложенного подхода к расчету гидропроводности в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.

Как известно, геометрический смысл коэффициента проницаемости для коллекторов порового типа следует из формулы Козени-Кармана:

k = m3/2S2, (1)

где k - коэффициент проницаемости породы; m - пористость породы; S - удельная поверхность.

Если левую и правую части формулы (1) умножить на hэф/m, где hэф - эффективная толщина пласта, a m - динамический коэффициент вязкости жидкости, то с учетом того, что коэффициент гидропроводности T=khэф/m, эффективная удельная емкость пласта qk=m hэф, а усредненный радиус поровых каналов r0 = m/S, формулу (1) можно записать в виде

Т=(qK/2m)*r02 (2)

В соответствии с полученной формулой значение коэффициента гидропроводности в любой точке пласта можно рассчитать, если в ней известны эффективная удельная емкость и усредненный радиус пор.

Эффективная удельная емкость q -важнейший параметр формулы объемного метода подсчета запасов, как известно, определяется в точках скважин по результатам петрофизического изучения керна и интерпретации данных ГИС. Технология этих определений широко известна.

Иначе обстоит дело с определением среднего радиуса поровых каналов. На практике приходится сталкиваться с ситуацией, когда в ряде скважин исследуемого объекта из продуктивных интервалов керн либо не отобран вообще, либо недоступен по разным причинам и не может быть использован для оценки радиуса поровых каналов.

Поэтому целесообразно использовать технологию, объединяющую результаты лабораторных исследований керна (в тех скважинах, где он есть) и гидродинамических испытаний скважин. В основу этой технологии положены следующие соображения.

Как известно [2], проницаемость пористой среды определяется радиусами поровых каналов, а связь между ними выражается формулой

r02 = 8k/m. (3)

Известно также и то, что приведенный удельный дебит скважины, выраженный как удельный дебит, отнесенный к единице толщины испытуемого пласта, при установившемся притоке к скважине отображается прямолинейной функцией проницаемости отложений, имеющей вид

h = c0k, (4)

где h - приведенный удельный

дебит скважины; c0 - некоторая постоянная.

Из формул (3), (4) следует, что усредненный радиус поровых каналов аналитически связан с приведенным удельным дебитом скважины формулой

r02 = ch, (5)

где с = 8/c0m - новая постоянная (в пределах не более чем одного десятичного порядка).

Из аналитического выражения (5) видно, что корреляционная связь между квадратом усредненного радиуса поровых каналов и значениями приведенного дебита скважин должна удовлетворительно аппроксимироваться линейной функцией.

Имея данные о значениях радиусов поровых каналов в породах керна и результаты гидродинамических испытаний скважин, не составляет труда построить график этой функции в соответствии с формулой (5) и по нему определить значение параметра с. Впоследствии, используя количественные оценки с из результатов гидродинамических испытаний с помощью формулы (5), можно легко определить усредненные радиусы поровых каналов в скважинах, где керн не отбирался, т.е. решить обратную задачу.

Таким образом, можно констатировать, что определение среднего радиуса поровых каналов в точках скважин не проблема, так же, впрочем, как и определение в этих точках значений эффективной удельной емкости. Узловая проблема количественной оценки гидропроводности состоит в необходимости расчета qK и r0 для межскважинного пространства.

Для определения qK в межскважинном пространстве нами предложен и теоретически обоснован метод, основанный на отображении эффективной удельной емкости коллекторов в вариациях сейсмических параметров Dt, DV продольных отраженных волн (Копилевич Е.А. и др., 1988; Копилевич Е.А., 1995; Славкин B.C., Копилевич Е.А., 1995; СлавкинВ.С., 1994).

Обоснованность и необходимость использования произведения пористости коллекторов т на их эффективную толщину hэфmhэф= q как универсального фактора, главным образом определяющего изменения скорости DV распространения продольных волн в продуктивных карбонатных и терригенных отложениях, следует из преобразования известного уравнения, связывающего скорость распространения продольных волн в однородной, абсолютно упругой, изотропной среде Vp с модулем Юнга Е, коэффициентом Пуассона s и плотностью r.

Vp2 =Е (1-s)/r(1+s) (1-2s). (6)

Нефтегазоперспективные осадочные терригенные и карбонатные отложения от сплошной абсолютно упругой изотропной среды прежде всего отличаются наличием пористости, которая занимает часть объема породы. Зерна породы независимо от их формы, соприкасаясь друг с другом, образуют минеральный скелет, для которого при допущении существования реально слабых напряжений и деформаций справедливо уравнение (6).

Для пористой породы уравнение (6) можно преобразовать в уравнение

Vp2=E0(1-m)(1-s) /r(1+s)(1-2s), (7)

где m - среднее значение пористости; E0 - некоторое приведенное значение модуля Юнга (Копилевич Е.А., 1995).

При изучении емкостных свойств нефтегазовых коллекторов в подавляющем большинстве случаев сталкиваются не со сплошным однородным коллектором, характеризующимся пористостью m, а с продуктивной толщей, состоящей из набора n коллекторов, способных принимать и отдавать флюид, имеющих пористость mKi выше заданного порога и эффективную толщину hЭФi, а также с некоторым числом неколлекторов, не способных принимать и отдавать флюид, пористостью mНКi, меньшей заданного порога относительно mKi(mНК<m).

Суммарную эффективную толщину коллекторов hЭФ будем определять по формуле

Тогда суммарная толщина неколлекторов будет (H - hЭФ), где H - толщина всей продуктивной толщи, которую примем постоянной, поскольку на практике H если и меняется, то в значительно меньшей степени, чем hЭФ.

Как и в предшествующих работах для сплошных коллекторов (Пузырев Н.Н., 1959; Гурвич И.И., 1962), условимся о постоянстве минерального состава скелета продуктивных отложений, поскольку в реальной геологической среде это или песчаники, или карбонаты (доломиты, известняки), т.е. породы в минералогическом плане более или менее однородные.

Такая постановка задачи не только правомерна с геологических позиций, но и соответствует разрешающей способности среднечастотной (< 90 Гц) сейсморазведки, так как отдельные тонкие пласты коллекторов не могут быть изучены, тогда как продуктивная толща, состоящая из коллекторов и неколлекторов при H > 15м, геологически вполне реальна и доступна для разнообразной ее характеристики сейсмическим методом.

Все изложенное позволяет преобразовать уравнение (7) в аналитическую зависимость

где Vp - пластовая скорость продольной волны в продуктивных отложениях толщиной H; qK - эффективная удельная емкость коллекторов в продуктивной толще,

А - const =E(1-s)/r(1 +s)(1-2s) - упругая характеристика минерального скелета породы;

с - const =

в неколлекторе вследствие малого размера пор поровый флюид тесно связан поверхностными силами с поверхностью скелета; это заставляет его колебаться под воздействием сейсмического возбуждения с частотой, близкой к частотам колебаний твердой фазы, поэтому флюид, заполняющий поровое пространство неколлектора (Qhk) . ведет себя аналогично твердому телу (Арье А.Г., 1984) и не создает дополнительных препятствий для прохождения сейсмической волны. Напротив, флюид в поровом пространстве коллекторов ведет себя как истинная жидкость или газ в насыщенной им пористой среде, что существенно влияет на ее волновое сопротивление; следовательно, Vp зависит главным образом от qк, а не от qНК, что и позволяет тем самым отнести последнюю к разряду констант (Копилевич Е.А., 1995).

Уравнение (8) хорошо объясняет экспериментально выявленный факт наилучшего отображения в сейсмических параметрах – Dt, DV– не отдельно пористости или эффективных толщин коллекторов, а их произведения, т.е. параметра эффективной удельной емкости (Копилевич Е.А., 1988).

При hЭФ= H, т.е. сплошном однородном коллекторе, что в геологической практике встречается не так часто,

Таким образом, сплошной однородный коллектор и в геологическом, и в аналитическом плане - частный случай рассматриваемой геологической модели продуктивных отложений, практически решенный Н.Н. Пузыревым в 1959 г. Действительно, в этих условиях скорость распространения продольных волн есть функция пористости коллекторов. Когда коллектор не сплошной, а имеет место продуктивная толща, состоящая из коллекторов и неколлекторов, скорость есть функция произведения пористости на эффективную толщину. При этом условие реальной применимости уравнения (8) можно записать в виде DqK ” а, где а - некоторое значение DqK, при котором DVp ” (1,5-2n), где n - погрешность определения DVp (Копилевич Е.А., 1995; Славкин B.C., Копилевич Е.А., 1995).

Очевидно, что учет эффективных толщин коллекторов (ShЭФi) наряду с пористостью т, т.е. q =mShЭФ, в наибольшей степени определяет вариации скорости (DV) распространения упругих колебаний в продуктивных отложениях, поскольку эффективная удельная емкость q является характеристикой пустотного пространства, т.е. наиболее емких и изменчивых интервалов нефтегазоперспективных отложений. Скорости продольных волн могут уменьшаться как с ростом коэффициента пористости, так и при его постоянстве при увеличении эффективных толщин или при одновременном увеличении и m, и ShЭФ.

Увеличение скорости продольных отраженных волн может быть связано как с уменьшением пористости m, так и с ее стабильностью при сокращении ShЭФ. Характер изменения параметра Dt- временного интервала сейсмической записи, соответствующего продуктивным отложениям, инверсен по отношению к скорости, хотя также зависит одновременно от m и ShЭФ.

Принципиальная важность уравнения (8) заключается в том, что оно достаточно строго с точки зрения теории распространения упругих колебаний и геологических понятий связывает изменения скорости распространения продольных волн не со средней пористостью продуктивных отложений, а с величиной, которая непосредственно используется для определения объема залежи УВ, гидропроводности и подсчета запасов – эффективной удельной емкостью коллекторов.

Это в свою очередь является теоретическим обоснованием разработанных методики и технологии определения емкостных свойств коллекторов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки (Копилевич Е.А. и др., 1988; Славкин B.C., 1994), значительно повышающих достоверность емкостных моделей месторождений нефти и газа.

Однако на практике иногда возможно несоблюдение сделанных допущений в процессе вывода уравнения (8), когда на скорость распространения продольных волн оказывают влияние другие факторы, главным образом изменение вещественного состава продуктивных отложений - карбонатизация, глинизация либо изменение толщин пропластков с резко аномальными физическими свойствами – угля, глин, ангидритов.

Для такого случая сделан вывод, что наблюдаемые вариации скоростей (z) отображаются суперпозицией нескольких компонент, обусловленных различными геологическими факторами (Славкин В.С., 1994). Назовем вариации скоростей, вызванные изменениями эффективной удельной емкости, емкостной компонентой (сигналом) и обозначим ее через zq. Сумму остальных компонент вариаций сейсмического динамического параметра будем считать помехой и обозначим ее через zn. Таким образом:

z = zq+zn. (10)

В тех случаях, когда помеха мала по сравнению с полезной компонентой, т.е. величина остаточной дисперсии сглаживания графика Vp=f(q) оказывается приемлемой и обеспечивает требуемое сечение карты q, ничто не мешает пользоваться уравнением (3) для оценки емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.

В тех случаях, когда доля помехи в вариациях скорости велика, корреляционные связи практически разрушаются и не позволяют оценивать эффективную удельную емкость с требуемой точностью.

В такой ситуации осуществление оценки эффективной удельной емкости производится на основе предварительного разделения вариаций скорости на емкостную компоненту и помеху с последующим ее подавлением (Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995; Славкин В.С., 1994).

Для решения задачи разделения поля скорости на емкостную компоненту и помеху можно воспользоваться алгоритмами, хорошо зарекомендовавшими себя при разделении гравитационного поля (редукции Буге) на локальную и фоновую компоненты. Среди этих алгоритмов можно выделить корреляционный метод разделения (КОМР) (Жданов М.С., Шрайбман В.И.,1973) и квазидетерминированные функциональные связи (КФС) (Славкин В.С., 1975).

Этот подход к оценке емкости природного резервуара в условиях интенсивных, низкочастотных помех zn относительно более высокочастотного сигнала zq подчеркивает универсальность авторского принципа о наилучшем отображении в вариациях сейсмических параметров емкостных свойств коллекторов именно в виде эффективной удельной емкости, который и при наличии помех достаточно эффективен (Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995).

К настоящему времени накоплен значительный положительный опыт использования корреляционных зависимостей Vp =f(q) для оценки емкости природного резервуара в межскважинном пространстве данными сейсморазведки (Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995).

Впервые в мировой геолого-геофизической практике такая зависимость была выявлена авторами в середине 80-х гг. при разведке крупнейшего Астраханского газоконденсатного месторождения и на ее основе построена карта эффективной удельной емкости с количественным определением этого параметра в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки (Копилевич Е.А. и др., 1988).

Впоследствии подобные зависимости были установлены в других сейсмогеологических условиях - Соль-Илецкого выступа, Тимано-Печорской НГП, Каймысовского свода и Ярсомовского мега-прогиба в Западной Сибири, Камовского свода в Восточной Сибири, в Туркмении - и затем использовались для количественного определения q в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки (Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995). Имеются многочисленные подтверждения правильности определения q последующим бурением более 84 скважин в интервалах прогнозируемой точности (~ 2 - 20 %).

На этом основании можно считать, что проблема оценки эффективной удельной емкости в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки разрешена и в теоретическом, и в практическом аспектах.

Теперь рассмотрим подход к определению в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки среднего радиуса поровых каналов (параметра r0) . Основная его идея заключается в такой типизации разрезов продуктивных отложений, при которой средний радиус поровых каналов является важнейшим кластерообразующим фактором. Собственно типизация разрезов осуществляется по комплексу литологических, петрофизических и промыслово-геофизических характеристик пород, слагающих продуктивный пласт. Среди этих характеристик следует выделить гранулометрический и вещественный состав, характер упаковки зерен, степень сцементированности зерен, значения ПС и ГК, пористость, проницаемость, емкость, гидропроводность, продуктивность и, конечно, как уже отмечалось, средний радиус поровых каналов. Опуская некоторые детали типизации разрезов, отметим лишь, что все имеющиеся в распоряжении исследователей скважины объединяются в несколько групп, каждая из которых представляет определенный "тип разреза", характеризующийся значимыми различиями основных кластерообразующих характеристик, и прежде всего значимыми различиями радиусов поровых каналов. На заключительном этапе типизации разрезов каждому типу придается дискретное (получаемое в результате определения) значение среднего радиуса поровых каналов.

Таким образом, задача оценки среднего радиуса поровых каналов в межскважинном пространстве сводится к распознаванию в нем по сейсмическим записям тех или иных типов разреза.

Учитывая то обстоятельство, что продуктивные отложения имеют, как правило, тонкослоистую структуру, а разница в перечисленных выше кластерообразующих признаках, характеризующих различные типы разреза, не всегда приводит к существенным изменениям физических свойств, картирование типов разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки должно основываться на использовании высокоразрешающих программно-методических средств.

Из современных разработок этим требованиям вполне соответствует спектрально-временной анализ (СВАН) временных разрезов ОГТ с помощью программ СФА, разработанных во ВНИИгеофизике [1].

Выбор СВАН для решения поставленной задачи объясняется его принципиальными отличительными особенностями, основанными прежде всего на постулате частотной зависимости коэффициентов отражения, когда конкретному фиксированному частотному диапазону соответствует своя импульсная сейсмограмма, что позволяет рассматривать сейсмическую запись как последовательное проявление седиментационных объектов, характеризующихся собственными спектрально-временными особенностями.

Это обстоятельство использовано для картирования в межскважинном пространстве различных типов терригенных и карбонатных отложений, отличающихся литолого-фациальными особенностями и петрофизическими характеристиками, не обусловливающими заметные изменения особенностей волнового поля или его параметров при фиксированном или мало меняющемся при переменных фильтрах на временных разрезах частотном диапазоне (Копилевич Е.А., 1995; Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995). В то же время эти малые различия хорошо отображаются на СВАН-колонках (Копилевич Е.А., 1995).

Спектрально-временные характеристики различных типов продуктивных отложений по сейсмическим профилям дают возможность последующего их группирования на исследуемой территории в отдельные однородные совокупности и эталонировки последних по результатам изучения керна и ГИС.

Предложенное методико-технологическое решение картирования различных типов продуктивных отложений по данным сейсморазведки в межскважинном пространстве успешно опробовано в сейсмогеологических условиях терригенного разреза верхнеюрских (верхне-васюганских) отложений в пределах Крапивинско-Моисеевской зоны и Столбового месторождения, расположенных на западном склоне Каймысовского свода, а также Восточно-Придорожного месторождения в пределах Ярсомовского мегапрогиба в Западной Сибири и карбонатного разреза рифейских отложений центральной части Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, расположенной в пределах Камовского свода в Восточной Сибири (Копилевич Е.А., 1995; Славкин В.С., Копилевич Е.А., 1995).

Новая информация о распределении различных типов разреза продуктивных отложений на указанных площадях используется и для расширения возможности применения метода наилучшего отображения в вариациях сейсмических параметров продольных отраженных волн изменений емкостных свойств коллекторов в виде параметра эффективной удельной емкости за счет установления экспериментальных зависимостей (Dt, DV) =f(q) в однотипных или близких литолого-фациальных условиях для уменьшения погрешностей осреднения (Копилевич Е.А., 1995; Славкин B.C., Копилевич Е.А., 1995).

Таким образом, картирование различных типов разреза нефтегазоперспективных отложений в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки на основе СВАН временных разрезов ОГТ фактически эквивалентно картированию значений среднего радиуса поровых каналов, что дает возможность определить второй неизвестный параметр в уравнении (2) для тех же целей.

Изложенное дает возможность оценивать гидропроводность пласта на каждом пикете сейсморазведочных измерений. При таком решении задачи полностью снимаются показанные в начале статьи экономические и экологические ограничения.

Достигнутый объем информации позволяет достаточно объективно характеризовать пласт по параметру гидропроводности во всех его точках, где проводились сейсморазведочные работы.

Не составляет труда определить и значения продуктивности скважин (дебит флюида, приходящийся на единицу снижения пластового давления). Задача решается с помощью известной формулы Дюпюи [2], из которой следует, что искомый параметр составляет:

Q0 = 0,366771g(L/r), (11)

где Q0 - продуктивность скважин по сумме добываемых флюидов;

L - половина шага сетки эксплуатационных (добывающих) скважин;

r - радиус скважин.

В заключение еще раз отметим, что изложенный методолого-технологический подход к определению гидропроводности пластов в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки успешно реализован авторами статьи на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири. Авторы призывают ученых и специалистов к обсуждению различных теоретических и технологических аспектов такой важной проблемы, каковой, безусловно, является оценка гидропроводности продуктивных отложений в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / И.А. Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов. - М.: Недра, 1990.
  2. Шестаков В.М. Динамика подземных вод. - М.: Изд-во МГУ, 1979.

ABSTRACT

A procedure for determination of formation hydroconductivity by seismic data was proposed. The authors' evaluation of formation hydroconductivity is done through determination of specific capacity and average pores radius. Thus, the authors solve the extremely important problem - evaluation of reserves and productivity considering the changes in the interwell space.