Тонкослоистые пласты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
142	Пракmuческuе аспекты геофизических исследований скважин

• Газонефтяной фактор (для преобразования объема газа в условиях ес­

тественного залегания в объем нефти)

Настроим процесс оценки скважин на основе вышеприведенных пере­

менных так, чтобы по каждой скважине обеспечить показатели, влияю­ щие на параметры долевого участия, следующим образом:

•GBV: по высоте общего столба углеводородов.

•NPV: по суммарному чистому объему, умноженному на пористость.

•НСРУ[: по суммарному чистому объему, умноженному на пористость

и на (1 - SJ, где Sw определяется по методу Арчи.

•ВОЕ[: согласно НСРУр но с умножением объема газа на газонефтяной

фактор перед суммированием.

•НСРУ2: согласно НСРУ[, за исключением применения J-функции вмес­

то метода Арчи.

•ВОЕ2: согласно HCPVz, но с умножением объема газа на газонефтяной

фактор перед суммированием.

Пусть скважина с одной стороны границы называется А, а с другой - В. Определим следующие параметры:

EQ(GBV) = GBV(A)/(GBV(A) + GBV(B)),

где GBV(A) представляет собой показатель GBV по скважине А и т. д.

EQ(NPV) = NPV(A)/(NPV(A) + NPV(B));

EQ(HCPV j) = HCPVj(A)/(HCPV j (А) + НСРУ] (В));

EQ(BOE j) = ВОЕ] (A)/(BOE[ (А) + ВОЕ[ (В));

EQ(HCPV2) = HCPVz(A)/(HCPVz(A) + НСРУ2(В));

EQ(BOEz) = ВОЕ2 (A)/(BOE2 (А) + BOEz (В)).

Следует отметить, что при использовании на одной из сторон границы

более одной скважины эти уравнения могут быть легко обобщены с помо­ щью соответствующих относительных весовых коэффициентов. Например, если с одной стороны выбираются две скважины (А и В), а с другой име­

ется только одна (С), и есть основания полагать, что скважина А примерно

вдвое важнее скважины В, расчетное соотношение будет выглядеть как:

EQ(BOE j) = (ВОЕ[(А) + 0,5 х BOE[(B))/(BOE[(A) +

+ 0,5 х ВОЕ[(В) + ВОЕ[(С)).

Нас интересует не абсолютное значение EQ(BOE[), а лишь его относи­

тельная величина по сравнению с другими показателями для определения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

144

Пракmuческuе аспекты геофизических исследований скважин

• Это тот тип функции, который используется в динамической модели,

так что ее следует также использовать для волюметрических оценок.

Следующий шаг состоит в определении относительного веса каждо­ го из входных параметров в величине долевого участия компании. Это

делается путем поочередного варьирования входных параметров в до­

пустимых пределах и наблюдения за тем, как это влияет на EQ(BOE 1) и EQ(BOE2 ). Результат такого исследования приведен на рис. 9.3.1.

Результаты этих манипуляций указывают на способ, с помощью кото­ рого можно оказать наибольшее влияние на величину акционерной доли.

При обсуждении со своими компаньонами параметров, которые должны

использоваться для оценки, вы можете заранее решить, где вам следует

настаивать на использовании конкретного параметра, а каким парамет­

ром можно пренебречь.

Песчанистостъ

Если скважины с вашей стороны границы вскрывают пласты худшего качества, чем скважины, находящиеся на противоположной стороне, зна­

чит, в ваших интересах настаивать на применении либо малых граничных значений, либо на отказе от них. Как упоминается в главе 2, существует

много веских аргументов в пользу отказа от применения граничных зна­

чений, но даже те граничные значения, которые все-таки применяются,

могут быть рассчитаны благоприятно для вашей стороны за счет способа

расчета величины Vsh и применяемого для нее граничного значения. Если скважины на вашей стороне имеют относительно хорошее качество, вы

можете настаивать на том, что для определения долевого участия, в отли­

чиe от стандартных расчетов начальных балансовых запасов углеводоро­ дов (hydrocarbons initially in place, НIIР), единственно разумным является учет нефтеносных пород, которые имеют наибольшую вероятность внести

вклад в добычу при консервативном варианте разработки и исключение той части, которая лишь предположительно может обеспечивать добычу

посредством некоего, еще не изобретенного экзотического способа.

Если использование порогового значения Vsh приводит к более низко­

му значению долевого участия, чем использование порогового значения

пористости (полученной на основе плотностного каротажа) или плот­ ностной и нейтронной кривых, вы можете обратиться к альтернативно­

му методу. Если песчанистость пласта необходимо картировать по всему

коллектору, вам следует обдумать, как это картирование должно быть

выполнено. В коммерческих пакетах программ для построения карт изо­ линий имеются различные алгоритмы, позволяющие получать различные

результаты для степени долевого участия. Из этого факта также можно извлечь выгоду, предложив использовать либо неизменные значения пес-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943	145
Определение долевого участия компаний в использовании недр

чанистости по всему месторождению, либо неизменные, но различные ее значения на обеих сторонах границы.

Пористость

в предположении, что для определения пористости используется метод

плотностного каротажа, можно исследовать, какие значения плотности

флюида и плотности зерен являются оптимальными для обоснования выбранной вами позиции, при условии, что эти значения не противоре­

чат данным кернового анализа и региональным данным. Лично я не ре­ комендую использовать метод, основанный на кроссплоте плотностно­ го и нейтронного каротажа, даже если он дал лучший вариант долевого

участия. Однако этот метод широко используется в некоторых нефтяных

компаниях, и если другая компания предлагает его использовать (и это

благоприятствует вашему долевому участию), то, возможно, не стоит против этого особенно протестовать. Как и в случае с песчанистостью пласта, способ картирования пористости может существенно влиять на

степень долевого участия, и это следует принимать во внимание.

Насыщенность

Как уже отмечалось выше, рекомендуется заранее договориться о том,

какой метод должен использоваться

или метод функции «насыщенность

-метод каротажа сопротивления

-высота». Если выбрана модель

Арчи, степень долевого участия можно попытаться оптимизировать

с помощью подбора параметров R,., т и n. Как и ранее, все предлагаемые

значения не должны противоречить данным кернового анализа и дан­

ным каротажа.

Если это целесообразно, можно также использовать модель глинис­

того песчаника. Однако чем сложнее становится методика, тем труднее

достичь согласия между компаниями по поводу используемых в ней па­

раметров. Если достигнута договоренность об использовании методики,

основанной на зависимости «насыщенность - высота», то параметры, определяющие поведение оптимизирующей долевое участие кривой, мо­

гут предлагаться аналогично тому, как это делается при использовании

метода Арчи. Поскольку петрофизики нефтяных компаний не всегда

владеют правильными методиками усреднения капиллярных кривых,

заблаговременно предложив использовать эту функцию и дополнив ее

доступными данными по капиллярным кривым, можно значительно по­

высить вероятность ее поддержки.

Межфлюидные контакты

vk.com/club152685050146 Пракmuческuе аспекты| vk.com/id446425943геофизических исследований скважин

Ввиду того, что форма резервуара, как правило, несимметрична отно­ сительно границы, местоположение межфлюидных контактов зачастую

существенно влияет на долевое участие компании. Если используется

функция «насыщенность - высота», то для определения объемных по­ казателей в качестве порогового значения должен быть принят уровень

свободной воды (free water level, FWL). Если используется традиционный

метод Арчи, то более предпочтительным является водоуглеводородный

контакт (hydrocarbon/water contact, HWC). Перемещение ГНК вверх или

вниз в коллекторе с газовой шапкой для компании может быть как вы­

годным, так и невыгодным.

Когда контакты четко видны на каротажных диаграммах, оснований

для дебатов не остается. Однако когда это не так, возможен выбор из

широкого диапазона контактов, в зависимости от допущений, сделанных относительно пластовых давлений, точки максимальной насыщенности коллектора, давления насыщения и т. д. Если для оценки влияния на сте­

пень долевого участия используется модель с двумя скважинами, необхо­

димо позаботиться о том, чтобы это было действительно репрезентатив­

но. В случае сложной геометрии коллектора, когда по мере увеличения

глубины водоуглеводородного контакта открываются дополнительные

залежи, может возникнуть необходимость воспользоваться пакетом кар­ тографических программ для надлежащей оценки влияния положения

контакта на степень долевого участия компании.

Уцражиевие 9.1. Оптимизации долевоro участииком:пании

Рассмотрите следующий сценарий:

Скважина 1 (test 1) находится на вашей стороне границы участка, а скважина 2, пробуренная в той же самой залежи, находится на дру­

гой стороне границы и контролируется другой компанией. У вас имеется договоренность со второй компанией совместно пользоваться получае­

мыми данными и следовать общей петрофизической модели при оценке месторождения. В скважине 2 отсутствуют данные кернового анализа.

Вы договорились передать второй компании техническое описание

с рекомендуемой вами моделью для оценки месторождения. Если эта

модель будет принята второй компанией, она может стать основой для

определения долевого участия компаний.

Выполните оценку скважины 2. Подробно опишите технически оправ­ данную модель для оценки обеих скважин, оптимизирующую вашу пози­

цию в отношении долевого участия. Данные каротажа скважины 2 (test 2) приведены в приложении 3. Считайте, что данные приведены для вертикаль­ ной скважины с отсчетом высоты относительно среднего уровня моря.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 10

ПЕТРОФИЭИКА

И ПРОМЫСЯОВAJI rЕояоrИII

Цель настоящей главы - предоставить читателям удобную справоч­

ную информацию по различным аспектам геологии добычи, с которыми

петрофизикам приходится сталкиваться ежедневно. При этом приведен­

ная информация не претендует на роль исчерпывающего руководства по

данной дисциплине. Контакт между петрофизиком и геологом по добыче

является решающим с точки зрения обеспечения:

•оптимального выбора мест для бурения скважин;

•принятия правильных оперативных решений при бурении скважины;

•оптимального использования имеющихся данных о скважине в моде­

ли месторождения;

• понимания взаимосвязи между добычей из данной скважины и ее по­

ложением на структуре.

Чтобы такое взаимодействие было успешным, важно, чтобы имело

место рабочее взаимопонимание и общая терминология.

В соответствии со своими основными обязанностями промысловый

геолог должен:

1. Сопоставлять все доступные данные скважин на участке добычи, вы­

страивая логическую и непротиворечивую схему строения пласта.

2. В сотрудничестве с сейсмологом осуществлять геологическую ин­

TepпpeTaцию недр, включая составление карт реперных горизонтов

и построение геологических разрезов.

3.Уточнять представления о строении недр по мере появления новых скважинных или сейсмических данных.

147

vk.com/club152685050148 Пракmuческuе аспекты| vk.com/id446425943геофизических исследований скважин

4.Давать рекомендации по выбору местоположения новых скважин.

5.Определять суммарный объем (gross bulk volume, GBV) резервуара,

который может использоваться вместе с данными петрофизики для

определения чистого объема порового пространства (net pore volume, NPV), начальных балансовых запасов углеводородов (hydrocarbons initially in place, НIIР) и т.д. Такие модели могут быть детерминис­

тическими (то есть использующими фиксированные распределения свойств коллектора) или вероятностными (то есть использующими вероятностные распределения свойств коллектора).

6. В определенном цифровом формате создавать укрупненную модель

резервуара, которая может экспортироваться в программу-симуля­

тор и использоваться для динамического моделирования и оценки

запасов.

7.Обеспечивать геологическое обоснование предлагаемых проектов интенсификации притока из скважин или применения вторичных

методов.

Слабое взаимодействие между петрофизиком и геологом может иног­ да приводить к совершению дорогостоящих ошибок, особенно если речь идет о бурении новых скважин и оценке балансовых запасов. Вот неко­

торые подводные камни, на которые мне приходилось наталкиваться:

•Когда расчленение пласта на зоны выполнено слишком грубо (то есть

когда одна зона охватывает большой интервал по глубине), может на­ блюдаться значительная вариация коллекторских свойств. В этой си­

туации осреднения коллекторских свойств в пределах пласта может оказаться совершенно недостаточно. Возьмем, к примеру, высокока­

чественный нефтеносный песчаный прослой толщиной 3 м со значе­

нием проницаемости 1 Д, залегающий над 100-метровым интервалом

из песчаника с проницаемостью 10 мД. Вся зона в среднем может по­

казаться непродуктивной, однако в действительности отдельно взятый

нефтеносный прослой является вполне рентабельным. Может также случиться, что рентабельной будут считать всю зону, тогда как на прак­ тике лишь ее малая часть будет вносить основной вклад в добычу.

•Когда расчленение пласта на зоны слишком дробное, существует опас­

ность неправильной корреляции разреза между скважинами. Это час­

то приводит к неверной оценке межфлюидных контактов или к неко­

торым серьезным просчетам в оценке балансовых запасов.

•Особая аккуратность должна соблюдаться при распределении значе­

ний коэффициента проницаемости в геологической модели залежи. Это может быть сделано несколькими путями. Петрофизик при интер­

претации данных каротажа пористости может использовать зависи­

мость «пористость-проницаемость», после чего он передает результаты

vk.com/club152685050Пеmрофизика| vk.com/id446425943u nрОМblсловая геология 149

расчетов промысловому геологу в виде входных данных для его про­

грамм. В этом случае ему нужно проследить, чтобы значения проница­

емости интервалов неколлекторов устанавливались на согласованном

уровне. Кроме того, следует ограничивать слишком высокие значения

проницаемости, возникающие в результате использования ошибочных

значений пористости.

• Петрофизик может также предоставить геологу уравнение зависимос­

ти «пористостьпроницаемость» для самостоятельного использования.

В этой ситуации опасность введения в модель ошибочных значений

проницаемости возрастает. Если геолог увеличивает шаг дискретиза­

ции данных по глубине до их использования в уравнении, получаемые

коэффициенты проницаемости с большой степенью вероятности бу­ дут ошибочными из-за нелинейности уравнения.

• Петрофизик может получить для геолога постоянное среднее значение

проницаемости представляющего интерес горизонта или предоставить

ему соответствующие средние значения по каждой скважине. Здесь су­

ществует опасность, что либо среднее значение может не учитывать

изменчивости свойств пласта по площади залежи, либо оконтуривание

средних значений проницаемости по скважинам приводит к некоррек­ тной интерпретации локальной изменчивости этого параметра.

• Приведенные выше аргументы относительно коэффициента прони­

цаемости актуальны также и для коэффициента нефтенасыщенности.

Петрофизик может предоставлять геологу данные по насыщенности в виде каротажных диаграмм, средних значений или функции «насы- щенность - высота». Важно, чтобы эти данные в модели дополнялись

четкими комментариями.

•Вероятно, самый большой источник погрешности на стыке петрофи­

зики и геологии добычи лежит в области определения песчанистости,

из-за чего в прошлом был совершен ряд огромных ошибок. Наиболее

безопасным подходом при передаче геологу интерпретированных ка­

ротажных данных для включения их в статическую модель является

такой подход, при котором пористость приравнивается нулю во всех

интервалах, не содержащих продуктивных коллекторов, а коллекторам

присваивается значение песчанистости, равное единице. Но даже та­

кой подход может привести к возникновению проблем при укрупне­ нии модели. Петрофизику будет исключительно полезно сесть вместе

сгеологом и просто посмотреть, как значение песчанистости исполь­

зуется в программах, генерирующих статическую модель, и в каком ви­

де полученные данные передаются в динамическую модель.

•Выбор начала интервала отбора керна или общей глубины (total depth, TD) скважины часто делается промысловым геологом на основе собс­ твенных корреляций. Невозможность использовать всю доступную

vk.com/club152685050150 Пракmuческuе |аспектыvk.com/id446425943геофизических исследований скважин

петрофизическую информацию зачастую может приводить к приня­

тию неправильных решений.

•Иногда сама петрофизическая интерпретация определяется геологи­

ческой. Например, если дифференциация газа и нефти только на ос­ новании каротажных данных невозможна, может быть использована корреляция с соседними добывающими скважинами. Если эта корре­

ляция ошибочна, то и определение местоположения флюида тоже будет

ошибочным. Ошибочная интерпретация типа флюидов петрофизиком

может также привести к неразрешимому противоречию между харак­

теристиками соседних скважин. В этом случае геолог будет вынужден

ввести в структуру тектонический экран, о существовании которого

можно говорить лишь предположительно.

•Программа каротажа может включать пункты, которые обеспечива­ ют положительную ценность информации (value of information, YOI)

только в случае успешной скважины. Поэтому петрофизик, имеющий

хороший контакт с промысловым геологом, может сэкономить деньги

при каротаже скважины благодаря оперативному представлению по­

лученных им результатов. Плохой контакт часто приводит к тому, что

получаемые геологом каротажные данные уже не представляют ника­

кой ценности. И наоборот, когда результаты оказываются неожидан­ HыMи, своевременно может быть предложен дополнительный каротаж

с высоким уровнем ценности информации.

•Зачастую петрофизик и геолог берут данные по искривлению скважины

из разных источников. Необходимо проверять эту информацию на вза­

имную согласованность, прежде чем будет распределена какая-либо рабо­ та с каротажными данными, приведенными к вертикальным глубинам.

•Как петрофизик, так и промысловый геолог могут иметь доступ к от­

четам и каротажным диаграммам, которые не включены в информаци­

онную базу, коллективно используемую в цифровом виде различными

отделами. Когда качество связи оставляет желать лучшего и библиоте­

ка совместно используемой информации организована ненадлежащим

образом, зачастую никто не имеет доступа к полной информации, кото­ рая могла бы улучшить качество моделей. Множество раз я сталкивал­

ся с этой проблемой, когда дело касалось данных кернового анализа.

10.1.ПРАВИЛЬНОЕ ЧТЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ

10.1.1.Основные понятия

Рассмотрим трехмерную поверхность, какую представляет собой кров­

ля отдельного пласта в геологической среде. Если встать на такую повер­

хность, можно сразу определить то направление, в котором она наклоне-