Подсчет и многократный пересчет запасов нефти и газа остается одной из наиболее информационноемких и трудоемких работ, нуждающихся по этой причине в автоматизации, и является благодатным объектом для этой цели. Опыт полностью компьютеризированного подсчета запасов нефти и газа по требованиям ГКЗ показывает, что 70% времени обработки и интерпретации геоинформации уходит на данные ГИС, переинтерпретация данных сейсморазведки до структурных поверхностей опорных горизонтов составляет 10% времени, получение подсчетного плана объектов исследования с подсчетными параметрами по категориям С1 и С2 составляет 20%. Конечно, указанные временные оценки достаточно условны, однако они позволяют расставить приоритеты в технологии компьютеризированного подсчета запасов, а также сформулировать научно-методические рекомендации по оптимальному выполнению указанных работ небольшим высококвалифицированным коллективом специалистов в короткие сроки. Наиболее важным является наличие автоматизированного рабочего места геофизика по обработке и интерпретации данных ГИС и результатов промысловых исследований скважин, которое позволяет в исследовательском режиме вырабатывать методики выделения коллекторов, межфлюидных контактов, подсчетных параметров. Определение подсчетных параметров нефтегазовых коллекторов по данным ГИС является наиболее сложной и наукоемкой частью подсчета запасов. Опыт использования ЭВМ при определении подсчетных параметров насчитывает около 20 лет. Наиболее активно эти работы начали проводиться в связи с разведкой и подсчетом запасов крупнейших месторождений (Самотлор, Оренбургское, Уренгойское, Астраханское, Красноленинский свод и др.), когда требовалось выполнить определение подсчетных параметров по сотням разведочных и эксплуатационных скважин. В настоящее время, в том числе и авторами, проводятся аналогичные работы по пересчету запасов, когда необходимо обработать материалы уже по тысячам скважин эксплуатирующихся месторождений. Появление в последние годы персональных ЭВМ, их доступность, неплохие функциональные возможности и широкое распространение поставило вопрос о создании системы на вычислительной технике именно класса ПЭВМ.
Конечной целью ГРР для формирования проекта разработки и мониторинга разработки является геологическая модель залежи, представленная как совокупность поверхностей и разрезов: карта кровли и подошвы нефтенасыщенных коллекторов; карта нефтенасыщенных эффективных толщин; карта пористости и нефтенасыщенности коллекторов; геологический разрез, захватывающий все объекты построения. Получение данных представлений модели залежи при корректном геологическом подходе сопровождается интерактивным анализом и построением моделей петрофизического строения коллектора, фациальных и структурных моделей залежи и схем заполнения и формирования резервуара и вновь анализом исходных, в основном геологопромысловых, данных по скважинам. Такой подход, на первый взгляд непонятный и слишком громоздкий, в условиях вероятности систематических и случайных погрешностей на каждом этапе получения геологопромысловой информации, не говоря о неоднозначности сейсморазведки в любых модификациях, представляется единственно возможным. Иначе этот подход называется интегрированным анализом геологопромысловой и геофизической информации с основным стержневым критерием изменения промежуточных разнородных геологических моделей, который формулируется как "стремление к максимально возможной при данном уровне неоднородности структурной простоте геологического тела и залежи".
Таким образом, получение последовательно в результате итераций наиболее простой из возможных вариантов структур залежей позволяет оценивать достоверность входных и промежуточных геологопромысловых данных и производить их коррекцию в направлении упрощения модели. Наиболее вероятны коррекция альтитуд и удлинений в наклонных скважинах, коррекция стратиграфических разбивок, объединение нефтенасыщенных пластов в единые залежи, уточнение критериев выделения и отметок кровли - подошвы коллектора и, соответственно, эффективных толщин коллекторов. Все рассмотренные параметры укладываются в достаточно простые технологические схемы принятия решений в структуре компьютерных систем.
Процедурно работа по подсчету или пересчету запасов нефти и газа на месторождении начинается, в первую очередь, с анализа положения межфлюидных контактов и возможных глинистых перемычек (покрышек). Представление о строении флюидальной системы месторождения, возможном количестве залежей складывается в результате интегрированных построений по всем скважинам и по всем исследуемым объектам (возможным залежам) зависимостей типа "УЭС = F (абс. глубина; коллект. свойства)" или, при лучшей изученности, "Объемн. влажность = F (абс. глубина)" с одновременным построением схем опробования. Следующим этапом уточнения флюидальной модели следует подготовка матрицы (таблицы) предельных положений нефтегазонасыщенных и водоносных коллекторов и положения контактов для всех объектов по всем скважинам или для группы скважин, объединенных в структурные блоки с пликативным строением. Уже на этом этапе, в соответствии с принципами, изложенными выше, решается вопрос о количестве залежей, о гидродинамической связи или ее отсутствии в зонах дробления и разломах, о размерах переходных зон ВНК и ГВК.
Размеры и параметры переходных зон позволяют сформировать критерии оценки достоверности определений нефтегазонасыщенности. Узкий, априорно известный диапазон величин критических значений нефтегазонасыщенности при однофазной фильтрации нефти или газа также является надежным критерием оценки достоверности нефтегазонасыщенности.
Компьютерная технология определения нефтегазонасыщенности, после установления вышеприведенных закономерностей и принятия межфлюидных контактов, сводится к получению палеток зависимости Кв = F(Kп) в предельно насыщенной зоне и WB = F(Kп или Сгл, D) или Кв = F(Kп или Сгл, D) в переходной зоне (D - расстояние до ВНК или ГВК, Сгл - содержание рассеянного глинистого материала). Впервые такой подход был предложен В.И. Петерсилье по результатам капиллярометрии на образцах керна с использованием формулы Н.Т. Бурдайна. Этот подход к оценке нефтенасыщенности авторами применялся при подсчетах запасов по месторождениям Красноленинского свода, Уренгойскому, Кынскому, Северо-Юрьевскому, Рио до Бу (Бразилия). Анализ размеров и насыщенности фактических и расчетных переходных зон показал, что в ряде случаев уравнение Н.Т. Бурдайна недостаточно адекватно описывает переходную зону. Однако получение общих закономерностей изменения влажности с глубиной в пределах каждой залежи и установление межфлюидных контактов позволяет практически без априорных предположений получить по данным электрического и радиоактивного каротажа фактическую модель (палетку) насыщенности переходной зоны и зоны предельного насыщения. Особенно важно то, что модель получается несмещенной, с минимальной дисперсией за счет учета только мощных пластов с использованием всех скважин залежи и аналогичных моделей по выше- и нижележащим залежам (определение УЭС производится только для пластов толщиной более 3 м). Это достигается тем, что входными параметрами к модели насыщенности залежи является пористость коллекторов в пластопересечениях с мощностью не менее 0,4 м, определяемая по данным РК, АК и т.п. Необходимым условием получения такой модели является адекватность оценок пористости и глинистости по данным РК, АК и петрофизических зависимостей УЭС от насыщенности.
В интегрированной системе АРМ "ГИС-Подсчет", разработанной авторами, предусмотрена возможность работы сразу с несколькими (всеми) скважинами по месторождению. Эта возможность системы позволяет накопить информацию по площади и сразу, по мере поступления новых данных, использовать всю имеющуюся информацию для анализа. Такой анализ особенно важен на первых этапах изучения месторождения, когда данных еще очень мало и необходимо использование сразу всей имеющейся информации, а чаще всего и информации по месторождениям-аналогам или из "Базы знаний", чтобы разобраться в геологической модели месторождения.
Формирование коллекторских свойств пород, вмещающих залежи углеводородов, находится в тесной зависимости как от условий их осадконакопления, так и от особенностей постседиментационных преобразований. Именно поэтому эти факторы взяты в качестве критериев для районирования и классификации по районам и типам отложений общих петрофизических зависимостей по Западной Сибири и вызываются из "Базы знаний" системы АРМ "ГИС-Подсчет".
Наряду с региональными закономерностями изменения емкостных свойств коллекторов известны достаточно общие локальные закономерности, характерные для каждой залежи:
- увеличение емкостных свойств для лучших фаций залежи, преимущественно приуроченных к сводовым частям залежи,
- систематическое изменение пористости на межфлюидных контактах (ВНК, ГВК) на 2 - 3%, в основном, обусловленное постседиментационными преобразованиями;
- устойчивость модальных распределений пористости в пределах залежи одного генезиса.
Эти признаки закладываются в граф интерпретации исследуемого месторождения и используются в системе для контроля достоверности оценок емкостных свойств.
Источник: Библиотека Дамирджана - Каротажник №034
Автор: Е.Е. Поляков, А.Я. Фельдман, В.X. Ахияров (ВНИИ геосистем), А.В. Жардецкий (Центргазгеофизика)
