Контакты:

Украина, 03142,
г. Киев, ул. Семашка 15
 
Телефоны:  
+38 099 4022727
+38 045 9793888
 
E-Mail: infooil-institutecom

1
 Детальная геологическая доразведка нефтяного объекта

Получение фактических данных о выработке запасов по разрезу площади помогает уточнить геологическую модель пласта, подсчитать остаточные запасы нефти на участке и спланировать решение либо о бурении дополнительных добывающих скважин, либо о создании новых очагов заводнения или о направлении забуривания горизонтальных стволов из существующих скважин. Проведение дополнительных работ по детальной геологической разведке, безусловно, повысит эффективность реализации проекта разработки опытного участка и позволит увеличить конечную нефтеотдачу участка (месторождения).

В последнее время для проведения геологической разведки применяются новые геофизические методы, получившие название сейсмической и сейсмоакустической томографии 21 - 164 .

Здесь, как пример, приведена фондовая карта Ольховского нефтяного месторождения НГДУ Полазнанефть, на котором проектировались работы по де тальной разведке недр технологией и средствами СВТ, для уточнения подсчетных планов остаточных запасов.

Рис. 3. Здесь, как пример, приведена фондовая карта Ольховского нефтяного месторождения НГДУ "Полазнанефть", на котором проектировались работы по де тальной разведке недр технологией и средствами СВТ, для уточнения подсчетных планов остаточных запасов.

Они основаны на создании внешнего поля колебаний, регистрации параметров этого поля на поверхности земли или в скважинах и математической обработке параметров зарегистрированных сигналов, прошедших продуктивные горизонты. Главными параметрами этих сигналов являются скорость волны, коэффициент поглощения (ослабления) волны в горном массиве, время прохождения волны и ее траектория от генератора до приемника колебаний. Основные различия таких технологий состоит в способах формирования поля излучения (электромагнитное, сейсмическое, сейсмоакустическое и т.п.), типе генераторов и приемников, расположении канала "генератор - приемники" (земная поверхность - скважина, скважина - скважина) и алгоритмах обработки информации, частично или более полно учитывающей параметры зарегистрированных волн и дополнительную информацию.

Рис. 4. Пространственная реконструкция поглощений на основе энергии упругих головных, проходящих волн. Фрагмент снимка экрана при проведении операций реконструкции и пространственном анализе всех стволов скважин участка томографирования Вид на томограмму со стороны скв. 10132. Для сопоставления результатов томографирования и другой геофизической информации на рисунке приведены каротажные диаграммы.

Перечисленные разновидности такой технологии разведки недр имеют свое аппаратурное и программное наполнение, а их применение имеет свои перспективы и ограничения. Метод внутрипластовой томографии и его реализация в виде системы внутрипластовой томографии (СВТ), отличается от остальных тем, что наряду с обычной геофизической и промысловой информацией учитывает и экспериментальные зависимости между сейсмоакустическими, геологическими и напряженно-деформационными свойствами насыщенных горных пород. Эти зависимости положены в основу алгоритмов построения детальной геологической модели пласта.

Рис. 5. Завершающий результат работы по межскважинной томографии объекта исследований. Уточненная томограмма характеристики, обратной относительному поглощению горных пород межскважинного пространства. Месторождение - Лазаревское. ТПП "Урайнефтегаз" ЗАО "Лукойл - Западная Сибирь". Скважины 3383 (слева) и 10132 (справа). Слева - скважина 3383, в которую был погружен приемник сейсмоакустических колебаний (ствол скважины искривлен). По сравнению с рис. 16 здесь изменена цветовая палитра.
Рис. 6. Пространственное изображение стволов скважин и пластов СII0 и CVI3 в новой системе "ГЕОЗОР 3Д". Курсором, в интерактивном режиме, можно вращать эту модель в произвольном направлении. Можно приближать, удалять любой участок этой модели

На ниже приведенных рисунках отражены некоторые результаты - разрезы конкретных нефтяных объектов. На основе этих разрезов были уточнены геологические представления о пластах и их продуктивных зонах. Впоследствии, на данных месторождениях, были приняты такие технологические решения, которые позволили проектировать применение технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей. Этот метод исследования межскважинного пространства особо актуален при неравномерной выработке запасов в карбонатных коллекторах, отличающихся высокой зональной и слоистой неоднородностью. СВТ, также, находит применение на стадии разведочных работ. Она позволит определить анизотропию фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по разрезу и площади. СВТ используют, также, на стадии ввода месторождения в пробную эксплуатацию или опытно-промышленную разработку, так как это позволяет, на стадии проектирования, оптимально выбрать систему и размещение по площади добывающих и нагнетательных скважин и решить вопрос выбора технологии воздействия на пласт.

Рис. 7. Пространственное изображение стволов скважин и полупрозрачных пластов в новой системе "ГЕОЗОР 3Д". Курсором, в интерактивном режиме, можно вращать эту модель в произвольном направлении. Можно приближать, удалять любой участок этой модели. Сверху модели и внизу ее изображена сетка для выбора координат секущих плоскостей.

Насколько полезны плоские и пространственные томограммы наш эксперт может судить сам. Несомненно, что отсутствие технологий оперативной, детальной оценки геологической ситуации, мониторинга состояния внутрипластовых процессов препятствует активному осуществлению методов и средств повышения нефтеотдачи и рациональной разработке "старых" месторождений. Интерпретация данных прозвучивания и построение томограмм геоакустических свойств горных пород продуктивных горизонтов и вмещающих пород и их совокупности в имеющейся системе "Гозор 1.50.2" не позволяет так оперативно проводить анализ на распространенных персональных компьютерах. Для этого нужны мощные, многопроцессорные системы.

Рис. 132. Фрагмент увеличенного разреза, включающего ствол скважины 1918. Кроме визуальной оценки координат точек входа ствола скважины в пласт и выхода из него

Все операции, которые связаны с построением стволов (инклинометрия), построением на них томограмм - разрезов на их искривленных стволах, их визуальный анализ путем срав-нения с каротажными данными и сейсмическими профилями требует выполнения миллиар-дов операций. На это нужно время. Каждый раз, при проведении таких расчетов специалист вынужден ждать. Разработчику нефтяных месторождений или промысловому геологу нужны более эф-фективные средства для анализа строения интересующей его зоны, выбора и принятия тех-нологического решения. Для ускорения визуализации любого участка и любой зоны математической модели месторождения ИН УАН разрабатывается новый интерпретационный инструмент - "ГОЗОР 3Д". Первые построения, выполненные в новой системе "ГЕОЗОР 3Д", представлены на данных рисунках. Между верхним и нижним горизонтами располагается еще 8 тонких пла-стов. Это пласты: СII, СIII, СIV0, СIV, СV, СVI0, СVII, СVI.2. Они построены на основании каротажных диаграмм по каждой скважине. Все границы пересечения каждого пласта в каждой скважине вводятся в интерфейс этой системы. После этого, на основании этих данных, производится интер - экстраполяция кровель и подошв пластов. Проведение прозвучивания между выбранной совокупностью скважин, построение томограмм на стволах этих пар, дополняет представление о свойствах пород в этих разрезах (межскважинных сечениях). Эти данные являются основой для дальнейших построений разрезов, проходящих через любые координаты. Т.е. задавая координаты секущих плоскостей можно заранее, на основе ГИС и томографирования определить, с определенной точностью, свойства зоны будущих технологических воздействий.

Рис. 128. На рисунке - снимок интерфейса "Геозор3D". Вид "снизу" на интерактивную геомодель. На рисунке представлено такое сечение пластов ТТНК, которое совпадает с плоскостью прохождения ствола скважины 1918 от устья к забою. На разрезе красным цветом выделен ствол скважины 1918. Из рисунка следует, что нижняя часть ствола пересекает пласты ТТНК и её забой, или вернее - зумпф, на 5м находится ниже подошвы мощного пласта СТ1 . Для вовлечения этого пласта в активную разработку скважиною 1918 необходимо провести мероприятия по перемещению забоя, хотя бы на уровень, с абсолютной отметкой - 1331м или же несколько ниже. При правильной организации забоя производительность этой скважины должна быть высокой, так как обеспечено вскрытие этой скважиной всех продуктивных и нижележащих горизонтов.

Таблица 2
№ п/п Наименование этапов работ Продолжительность работ, лет. Стоимость, экв. тыс. дол. США Результаты работ.
1. Проектирование системы сейсмоакустической внутрипластовой томографии - система СВТ, и ее подсистем. 0,5 30-40 Технический Проект. Акты.
2. Отработка главных программных и аппаратурных компонент системы, их взаимоувязки в один комплекс, в т.ч.:
  • общий интерфейс системы,
  • база геолого-промысловой информации,
  • база лабораторных данных,
  • база аппаратурных средств и оборудования,
  • база геометрических моделей месторождения,
  • подсистема межскважинного прозвучивания,
  • подсистема регистрации сейсмотрасс,
  • подсистема реконструкции сейсмоакустических характеристик пласта,
  • подсистема реконструкции сейсмоакустических характеристик пласта,
  • подсистема лабораторного дешифрования зависимости сейсмоакустических от напряженно-деформационных характеристик флюидонасыщенных кернов,
  • база геологических моделей месторождения.
0,5 315-320* Аппаратурно - программно - технологический комплекс. Акты.
3. Монтаж и полевые работы по настройке системы СВТ, пуско-наладочные работы. 0,25 40 Акты.
4. Проведение работ по мониторингу процесса доразработки месторождения или его участка, на котором внедряется технологическая программа "ЦЕЛИК". 0.5-1.0 40-100 Динамика морфизма геологической модели участка в процессе доразработки участка залежи. Акты.
5. Анализ функционирования системы СВТ в реальных условиях, корректировка и доводка компонент системы, оформление технической документации, приемосдаточные рботы, обучение персонала. 0,25 20 Техдокументация на действующую систему. Акты.
  ИТОГО: 1,5 445 - 520  

Необходимо отметить, что для программы "ЦЕЛИК" нет уже необходимости проведения НИР и ОКР на систему СВТ. Технология СВТ была отработана за предыдущие 12 лет. Необходимо произвести всего лишь пусконаладочные работы по изготовлению базового варианта СВТ и затем с его помощью проводить цикл работ по детальной доразведке опытного участка. Из сказанного следует, что отсутствие данной технологии или использование для этих целей, других, традиционных 3 D сейсмических технологий оперативной, детальной оценки геологической ситуации, мониторинга состояния внутрипластовых процессов, препятствует активному ведению методов повышения нефтеотдачи и рациональной разработке выбранного участка "старого" месторождения.