Габбасов Р.Г., руководитель группы, Артамонов А.А., инженер
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,г.Ноябрьск, тел.: 8 (3496) 376-757, e-mail: Gabbasov.RG@yamal.gazprom-neft.ru, Artamonov.AA@yamal.gazprom-neft.ru
В настоящее время многие крупные нефтегазодобывающие компании испытывают большие затруднения при анализе огромного потока поступающей информации. Ведь для эффективной разработки нефтяных месторождений необходимы не только решения частных производственных задач, но и комплексный анализ всего процесса нефтедобычи. Этот процесс связан, например, с определением оптимальных физических параметров пластовых систем, с учетом технических, экологических, экономических, управленческих и других факторов. При осуществлении контроля за состоянием разработки месторождений следует принимать во внимание и анализировать сотни переменных, которые описывают пластовую систему и скважины, состав и возможности оборудования.
Интуитивный подход в решении подобных задач вследствие их постоянного усложнения становится все менее результативным. Современному инженеру, технологу, руководителю нужен инструмент, используя который можно было бы на разных этапах анализировать и прогнозировать процесс нефтеизвлечения, оценивать влияние отдельных факторов, принимать решения о модернизации производства и внедрении новых технологий.
Для управления существующими базами знаний и повышения эффективности деятельности предприятий нужны специальные программы для обработки данных, определенным образом хранящие, структурирующие и представляющие информацию. В значительной степени данная проблема решается посредством технологий геоинформационные систем (ГИС) и средств картопостроения.
Внедрение ГИС в геологическую отрасль началось несколько десятков лет назад. В нашей стране специалисты стали использовать такие системы одними из первых в мире. На данный момент компанией ОАО «Газпром нефть» для контроля за разработкой нефтяных месторождений применяются ГИС-технологии, разработанные компанией ESRI.
На сегодняшний день многие эксплуатируемые месторождения находятся на завершающей стадии разработки. Она характеризуется не только снижением доли активных извлекаемых запасов, но и ростом доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных, например, к сложнопостроенным участкам залежей с большой степенью зональной и послойной неоднородности. Поэтому, основными задачами являются выявление мест локализации остаточных запасов с целью их последующего извлечения и оценка величины их плотности.
Подобные задачи, как правило, решаются посредством 3D-моделирования, которое широко используется в наши дни. Однако, создание трехмерной гидродинамической модели – это достаточно трудоемкий и длительный процесс, требующий специализированного программного обеспечения, доступного далеко не всем. Помимо этого, практика нефтедобычи требует принятия быстрых оперативных решений задач, для которых 3D-моделирование не применимо. Иначе говоря, помимо тяжелой нужна и легкая артиллерия.
Наиболее актуальным для нас, и не только для нас, является вопрос получения специалистами наглядного представления о пространственном размещении остаточных запасов нефти. Естественно, основным методом решения этой и подобных геологических задач может является построение карт и их анализ с применением ГИС-технологий. В качестве объекта первоочередных исследований было выбрано одно из месторождений Западной Сибири.
Требовалось на базе данных геологии, разработки, петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований скважин построить единую двухмерную петрофизическую модель. Она создавалась с целью оперативного уточнения таких параметров, как основные петрофизические свойства коллектора; запасы нефти; показатели разработки, а также для планирования ГТМ (геолого-технических мероприятий) на основе карт текущих извлекаемых запасов.
В процессе работы были получены и визуализированы посредством ArcView основные петрофизические зависимости для выбранного месторождения. Эти зависимости были выведены на основе материалов комплексного исследования 1719 образцов керна из 46 скважин данного месторождения. Составленная таблица физических свойств пород в образцах занимает 48 страниц. Естественно, такой объем информации необходимо было систематизировать и проанализировать. И первым шагом при работе с большим массивом информации явилось ее представление в удобном для восприятия и анализа виде.
Для аппроксимации соотношений между петрофизическими свойствами коллекторов использовались три вида уравнений: линейное, логарифмическое и экспоненциальное. При обработке данных применялись следующие основные петрофизические зависимости:
Кпр = А * exp (В * Кп) – корреляционная зависимость между проницаемостью по газу (Кпр) и коэффициентом пористости (Кп);
Кнн = А * Ln (Кпр) + В – корреляционная зависимость между проницаемостью по газу (Кпр) и значением начальной нефтенасыщенности (Кнн);
Квыт = А * Ln (Кпр) + В – корреляционная зависимость между проницаемостью по газу (Кпр) и коэффициентом вытеснения (Квыт);
Кэф.н. = А *Кпр — В – корреляционная зависимость между проницаемостью по газу (Кпр) и эффективной проницаемостью по нефти (Кэф.н.) при Кв = Кво, где Кв – коэффициент водонасыщенности, Кво – коэффициент остаточной водонасыщенности;
Кэф.в. = А *Кпр — В – корреляционная зависимость между проницаемостью по газу (Кпр) и эффективной проницаемостью по воде (Кэф.в.) при Кн = Кно;
Кэф.в. = А *Кпр — В – корреляционная зависимость между проницаемостью по газу (Кпр) и эффективной проницаемостью по воде (Кэф.в.) при Кв = 100%;
Кво = 100 — Кнн, % – формула для вычисления значения остаточной водонасыщенности;
Кно = 100 — Кво — Квыт * (100 — Кво), % – формула для вычисления значения остаточной нефтенасыщенности;
В этих зависимостях А и В – постоянные значения уравнений.
Восприятие информации в табличном виде затруднено. А по графическим зависимостям сложно представить, где именно расположены участки пласта с наибольшими значениями пористости и проницаемости, что необходимо для выявления пространственного расположения участков с хорошими коллекторскими свойствами. Эта задача быстро и эффективно решается путем построения карт средствами ГИС, имеющимися в программном обеспечении ArcGIS. При наглядном картографическом представлении петрофизических зависимостей их легко анализировать и получать новую информацию на основе пространственного анализа.
Наш методический подход заключался в следующем. Сначала по данным геофизических исследований скважин был получен растр пористости (рис. 1). Затем, используя приведенные выше петрофизические зависимости, при помощи инструментария алгебры растров модуля Spatial Analyst были получены остальные карты (абсолютной горизонтальной и вертикальной проницаемостей, коэффициента анизотропии, коэффициента вытеснения нефти, начальной и остаточной нефте- и водонасыщенностей, эффективных проницаемостей по нефти и по воде), в том числе и растр начальной нефтенасыщенности, приведенный на рис. 2.
Рис. 1. Пористость.
Рис. 2. Начальная нефтенасыщенность.
Далее, используя данные по разработке выбранного для анализа месторождения и материалы гидродинамических исследования скважин, а также петрофизические зависимости, была получена карта остаточной (текущей) нефтенасыщенности (рис. 3).
После этого, используя формулу стандартного подсчета запасов объемным методом и инструмент алгебры растров, мы получили величину запасов в виде растра, то есть распределение запасов по площади. Хотелось бы также подчеркнуть, что инструмент алгебры растров, используемый в данном подходе, нисколько не противоречит всем принятым в нефтепромысловой геологии и разработке формулам и методам расчета. Просто вместо параметров и коэффициентов используются растры и, соответственно, результаты тоже получаются в растровом виде.
Карта остаточных (текущих) подвижных запасов, разбитая на зоны влияния каждой скважины, показана на рис. 4. ГИС позволяют сформировать зоны влияния по любой логике. В данном случае карта разбита на полигоны Вороного с локальным наложением регулярной сетки. Кроме того, алгебра растров позволяет получить оперативные расчеты, представляемые в виде таблиц по каждому полигону.
Рис. 3. Текущая нефтенасыщенность.
Рис. 4. Текущие извлекаемые запасы.
При формировании единой двухмерной петрофизической модели было получено много промежуточных результатов, на основе которых решаются различные задачи нефтепромысловой геологии, разработки, гидродинамики, геофизики. Также были созданы таблицы основных петрофизических параметров и показателей разработки.
Используя полученные карты, можно выявить участки с высокими значениями пористости, проницаемости и остаточной нефтенасыщенности, остаточных запасов. Можно планировать геолого-технические мероприятия, в том числе бурение новых скважин, то есть проводить анализ разработки месторождения. Кроме того, полученные данные можно использовать для оценки новых месторождений, сходных по геологическому строению. Предлагаемый подход позволяет оперативно уточнять запасы, определять коэффициенты охвата пласта заводнением и вытеснения нефти, проводить расчет КИНов (коэффициентов извлечения нефти), а также других необходимых параметров.
