Kulpin_L.G._Izuchenie_osobennostey_zon_drenirovaniya_skvazhin_metodami_pezometrii

изводятся с оnределенной погрешностью, расчетное значение

диагностического критерия может отличаться от соответствую­

щих величин, полученных теоретическим nутем.

Поэтому выбор наиболее адекватной модели проводится с

привлечением ряда дополнительных диагностических показате­

лей.

Основная идея такого подхода заключается в следующем.

Дискриминация моделей проводится в два этапа. На первом

этапе (предварительном) анализируются общие геометрические

особенности КВД (характер выпуклости в полулогарифмичес­ ких координатах, продолжительность выхода КВД на прямоли­ нейный участок, возможность выделения на полулогарифмиче­

ской трансформанте нескольких nрямолинейных участков с различными тангенсами углов наклона), в результате чего вы­

бираются модели, не противоречащие общим геометрическим

особенностям КВД.

На втором этапе nроводится обработка КВД по расчетным

формулам для каждой из оставшихся альтернативных моделей с nрименением как интегральных (детерминированные момен­

ты), так и дифференциальных (метод касательных и др.) спосо­ бов обработки. При этом в случае правильиости выбранной

модели расчетные характеристики в силу теоретических пред­

посылок должны удовлетворять определенным требованиям.

Так, например, если КВД, интерnретированная по модели од­

нородного пласта, действительно измерена в скважине, где не наблюдается значительное изменение гидрапроводности по

простиранию и толщине, соответствующее значение диагно­

стического коэффициента должно быть близко к 2,18 [2]. Кро­

ме того, в этом случае должны совпадать значения гидроnро­

водности, определенные различными методами, а именно чис­

ленные значения определенных фильтрационных параметров

должны корресnондироваться в смысле максимальных и мини­

мальных интервальных оценок с результатами промыслово-гео­

физических исследований и данными исследований керна. Для оценки неувязки соответствующих теоретических и рас­

четных значений и, следовательно, степени адекватности ана­ лизируемой модели реальному процессу в методике и про­ граммнам обеспечении используются функции принадлежно­ сти. При полном совпадении теоретической и расчетной хара­

ктеристик или их расхождении, которое может быть обусловле-

IО

но только погрешностями измерений, функции принадлежно­

сти nрисваивается значение, равное 1, по мере возрастания неувязки ее значение монотонно убывает до нуля.

На основе функций принадлежности отдельных критериев

формируется интегральная функция принадлежности, опреде­

ляющая степень достоверности, с которой данная модель мо­

жет быть nринята в качестве базовой и наиболее полно отража­

ющей условия фильтрации для данной КВД.

Конкретные закономерности изменения функций nринадле­

жности для каждого диагностического критерия, исnользован­

ные в данной методике, получены на основе многовариантных

прямых расчетов и адаптации по промысловым материалам для

различных регионов страны.

В качестве общих диагностических критериев для всех аль­

тернативных моделей использованы: безразмерный показа­

тель, границы изменения гидропроводности, границы измене­

ния пьезопроводности, характерное время распространения

возмущений, вариации гидропроводности, определенной диф­

ференциальными и интегральными методами (методом детер­ минированных моментов). Кроме того, для моделей однород­

ного и неоднородного пласта используется диагностический

критерий притока флюида в скважину после остановки. Суще­

ство этого критерия заключается в оценке суммарного nритока

вскважину после остановки и сравнении его с максимально

возможной величиной, равной непосредственно объему внут­ рискважинного nространства. Оценка величины притока по КВД проводится в рамках nредположения об его экспоненци­

альном затухании.

Для моделей <<трещиновато-пористого пласта•> и <•nласта с

тектоническими нарушениями или литологической неоднород­

ностью» используются некоторые доnолнительные критерии,

связанные с особенностью обработки КВД. Интегральная

функция принадлежности для каждой модели определяется по формуле:

1 N

'Р=-I'P;.

N i=I

где I.JI; - функции принадлежности диагностических критериев,

· использованных в процессе дискриминации альтернативных

моделей; N - общее число диагностических критериев.

11

ОПРЕДF.ЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСГА ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД В СКВ. 98

Рис.l. Участок стр}'К'I)'рНой карты, исходные данные и резульТВТЪI

расчетов по оценке особенностей зон дренировании нефтяНЫ)I скважин на

морском местороQенни •&епыА Тиrр.

12

На этапе идентификации в качестве базовой выбирается мо­ дель, имеющая наибольшую величину интегральной функции принадлежности, а искомые фильтрационные и геометричес­ кие параметры пласта рассчитываются по методике базовой

модели.

Разработанная методика и програм.мное обеспечение позволя­ ют существенно увеличить выход полезной информации без увели­

чения стоимости промысловых исследовательских работ. При

этом оцениваются особенности зоны дренирования скважины, в частности диагностируется состояние прискважинной зоны, вы­

являются границы пласта и трещиноватость.

Данная методика реализована в программнам комплексе

<(ИНТЕРПРЕТАТОР-М)), предназначенном для работы под уп­

равлением операционной системы Windows 95/98/2000 [6].

Пользователь может сам добавлять нужные месторождения и скважины в базу данных комплекса. Предусмотрен ввод дан­

ных для КВД или КПД для дистанционных и автономных ма­

нометров. Вывод на печать отчета по интерпретации данной

скважины осуществляется из программы, а также возможна

передача результатов расчетов и графиков в Microsoft Excel.

Комплекс внедрен при интерпретации данных исследований

скважин на местороЖдениях России, Вьетнама, Казахстана и в Польше. Программное средство постоянно модернизируется.

Приведем примеры интерпретации реальных КВД.

На рис.l и в табл.2 приведен участок структурной карты, ис­

ходные данные и результаты расчетов по оценке особенностей зон дренирования нефтяных скважин на морском месторожде­

нии <(Белый Тигр)> (Вьетнам). Цель работывыбор скважины

для проведения воздействия на прискважинную зону при ин­ тенсификации добычи.

Вскв. 71 с дебитом около 100 мз;сут в результате интерпре­ тации КВД диагностирован в качестве основной модели одно­ родный пласт (табл.2). Пласт с ухудшенной вдвое прискважин­ ной зоной, радиусом 0,5 м, диагностирован только в качестве возможной модели фильтрации. Интенсификация добычи здесь была бы возможна, однако без значительного технологи­ ческого эффекта.

Вскв. 98 при дебите около 40 мЗjсут в качестве основной

модели диагностирован пласт с существенно ограниченной тремя границами зоной дренирования. Вывод о значительной

14

Рис. 2. Русановекое газокондснсатное месторождение, Карское море. Определение филь1:рационных лараметров пласта и особенностей зоны

дренирования поисковой скважины 2 с использованием КВД и лроrраммноrо средства сИНТЕРПРЕI'АТОР - м,.

IS

-- ·- изогипсы по кровле

~ - газонефтяной контакт Выбранные модели nласта по КВД

8 - однородный

О - трещиновато-пористый

8 - эонально-неоднородный

8 - экранированный Выявление экранированной зоны в районе скн. 100 и определение

фильтрационных и геометрических парамечюв пласта методом совмещения

Рис. 3. Месторождение Карачаrанак. Результаты пьеэометрии

эксплуатационных скважин с использованием лроrраммноrо средства

«ИНТЕРПРЕТАТОР - М•

16

ограниченности rmacтa можно было сделать визуально даже по форме преобразованной КВД [2] (выпукла к оси давлений и

имеет два прямолинейных участка с большим отношением на­

клонов). Возможная модельоднородный rmacт. Интенсифи­

кация добычи в условиях экранированного пласта, как прави­

ло, малореальна из-за ограниченности фильтрационных пото­

ков. К тому же и на приведеиной структурной карте видно, что

скважина расположена в зоне сложной тектоники. Между тем

в скв. 107 при дебите 46 мз;сут по КВД диагностирован в ка­

честве основной модели пласт с ухудшенной прискважинной зоной радиусом 1,3 м с коэффициентом неоднородности 4. В

этом случае нами однозначно была рекомеJЩована разглиниза­ ция прискважинной зоны, что и бьшо реализовано. Дебит сква­

жины после мероприятия возрос вдвое.

На рис. 2 [7] приведена преобразованная КВД в поисковой скв.1 по одному из горизонтов гигантского Русановекого ГКМ в Карском море. Из-за боязни газового выброса один из про­

дуктивных пластов бьш вскрытнанеадекватно тяжелом глини­

стом растворе. При этом был получен чрезвычайно низкий для газовой скважины дебит 54 тыс. мЗfсуr. Встал вопрос о целесо­

образности проведения мероприятий по очистке призабойной

зоны и интенсификации притока. Компьютерный анализ КВД

показал однако, что несмотря на резко ухудшенную (в 36 раз)

призабойную зону, интенсификация будет неэффективна, т, к.

скважина находится в зоне ограниченного притока из-за трех

границ на расстояния от 40 до 160 м, т.е. возможно пласт име­

ет линзавидное строение и его запасы можно отнести к заба­

лансовым.

На рис. 3 приведсны структурная карта ГКМ Карачагзнак и результаты компьютерной интерпретации КВД для группы скважин [8]. Можно видеть, что в основном диагностируется

однородная зона дренирования. Однако в центре залежи по ря­

ду скважин диагностированы ограниченные зоны дренирова­

ния, что во многих случаях объя.сняет разные дебитъi скважин

при идентичной их характеристике по данным промыславой

геофизиЮf и отборам кернов. Например, в соседних скважинах 100 и 1О1 рабочие дебиты на момент проведения исследований составляли соответственно 390 тыс. мз;сут и 980 тыс. мЗfсуr

при одинаковых условиях лифrа, что было труднообъяснимо. Интерпретация КВД с использованием программнога средства

17

Рис. 4. Песчаноозерекое месторождение. Восточный блок.

•ИНТЕРПРЕТА:ТОР-М•. Формы КВД до (а, б) и после (в, г) во:щействии на призабойную зону скважины 541

19