способ исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов

Формула изобретения

Способ исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости в скважинах и границ глинистых участков коллекторов, отличающийся тем, что параметры глинистости определяют в скважинах, расположенных на гидродинамически не связанных участках по всем объектам разработки, по полученным полям глинистости объектов исследуют характер распределения глинистости по площади, выделяют зоны распределения параметра глинистости по площади, подчиняющиеся описанию определенной нелинейной функцией g = f (x, y), где g - параметр глинистости, x и y - координаты, и определяют границы глинистых участков коллекторов путем решения указанного уравнения, задавая значения параметра глинистости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов.

Глинистость является одним из параметров, существенно влияющих на коллекторские свойства пластов; при планировании геолого-технических мероприятий (ГТМ) часто бывает необходимо определить размеры областей высокого содержания глин.

Известен способ исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов [1], в соответствии с которым выбранные скважины соединяют прямыми по методу треугольников, а границы глинистых участков проводят через доли соединяющих скважины отрезков (например, через середину, одну треть, две трети и т.д. отрезка).

Недостатком известного технического решения является отсутствие учета характера поведения параметра глинистости как функции от координат на плоскости и, соответственно, недостаточная надежность и достоверность, приводящая к искажению истинных значений глинистости между скважинами.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении надежности и достоверности способа исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов за счет определения границ глинистых участков коллекторов на площади с учетом характера поведения параметра глинистости как функции от координат.

Поставленная задача решается тем, что в способе исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов, включающем проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости в скважинах и границ глинистых участков коллекторов, параметры глинистости определяют в скважинах, расположенных на гидродинамически не связанных участках по всем объектам разработки, по полученным полям глинистости объектов исследуют характер распределения параметра глинистости по площади, выделяют зоны распределения параметра глинистости по площади, подчиняющиеся описанию определенной нелинейной функцией g = f(x, y), где g - параметр глинистости, x, y - координаты, и определяют границы глинистых участков коллекторов путем решения указанного уравнения, задавая значения параметра глинистости.

Авторы особое внимание уделяют выбору скважин для определения параметров глинистости: они должны располагаться на определяемых по картам изобар гидродинамически не связанных участках, внутри которых скважины имеют достаточно высокую гидродинамическую связь, а протекающие процессы носят, в основном, классический характер [2].

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Геофизические исследования скважин и определение гидродинамически не связанных участков.

2. Определение параметров глинистости в скважинах, расположенных на гидродинамически не связанных участках по всем объектам разработки (пластам).

3. По полученным по п. 2 полям глинистости объектов - исследование характера распределения параметра глинистости по площади и выделение зон распределения параметра глинистости по площади, подчиняющихся описанию определенной нелинейной функцией g = f (x, y), где g - параметр глинистости, x, y - координаты.

4. Определение границ глинистых участков коллекторов путем решения указанного уравнения по заданным значениям параметра глинистости.

Рассмотрим задачу аппроксимации распределения параметра глинистости по площади некоторой функцией. В качестве метода аппроксимации используем стандартный для такого рода задач метод наименьших квадратов.

Пусть результаты расчета параметра глинистости представлены в виде выборки (x₁, y₁, g₁), (x₂, y₂, g₂),..., (x_N, y_N, g_N), где x_i, y_i - пара координат, которой поставлено в соответствие единственное значение параметра глинистости g_i, N - число скважин. Возникает задача подобрать такую комбинацию f(x, y, a_i) (в общем случае нелинейную) базисных линейно независимых функций _i (x, y) с параметрами a_i, чтобы в области определения выборки Г норма отклонения



была минимальна.

Так как значения глинистости заданы дискретно, то интеграл по площади в (1) заменяется на сумму



Таким образом, задача сводится к поиску минимума функционала (2) относительно вектора параметров a = (a₀, a₁,..,a_N).

Предлагаемым способом были исследованы на площадное распределение параметра глинистости коллектора горизонтов Д₀ Чишминской площади, Д₁ и Д_п Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

Пример конкретного осуществления способа

Анализ площадного распределения параметра глинистости (таблица) горизонта Д₀ Чишминской площади Ромашкинского месторождения показал, что наилучшим образом это распределение описывается нелинейной комбинацией лоренцианов вида

f(x, y, a_i) = a + LORX(b, c, d) + LORY (e, f, g) + LORY(h, с, d) LORY(l, f, g), (3)

где

Аналогичный вид имеет и LORY(e, f, g).

Полученная зависимость со следующими значениями констант:

a= 2.149; b=2.973; c=22726.1; d=1815.6; e=13.3; f=26539.5; g=-10.724; h= 386.79

- представлена на фиг. 1.

Однако она показывает только тенденцию изменения глинистости по простиранию горизонта Д₀. Для получения более точных зависимостей необходимо перейти к конкретным участкам горизонта.

Выявлялись и исследовались гидродинамически не связанные участки.

В таблице представлены данные по глинистости одного из участков.

На фиг. 2 показана функция, описывающая распределение параметра глинистости в районе скважины 6712 этого участка горизонта Д₀.

Наилучшим образом данную зависимость описывает нелинейная комбинация гауссианов - функций с более резким изменением по простиранию. Таким образом, наилучшим приближением на данном участке является нелинейная комбинация вида:

f(x, y, a_i) = a + GAUSSX(b, с, d) + GAUSSY(e, f, g) + GAUSSX(h, c, d) GAUSSY(l, f, g), (4)



a константы имеют следующие значения:

a=1.832; b=-0.7; c=15101.4; d=401.9; e=-0.747;

f=26404.3; g=138.03; h=10.55.

На фиг. 3 представлено сечение найденной функции (4), изображенной на фиг. 2, по координате x порядка 15000. Опуская перпендикуляры из точек графика сечения функции, соответствующих определенным значениям глинистости g, определяем линейные размеры области, где глинистость выше определенного значения g.

Определение размеров этой области по прототипу дает завышенные значения (фиг. 3).

На фиг. 4 - 9 представлены фрагменты карт глинистости вокруг скважины 6721, построенных по предлагаемому способу для ряда объектов.

Таким образом, способ позволяет надежно и достоверно определять границы глинистых участков с определенным значением параметра глинистости и, соответственно, значения параметра глинистости в необследованном межскважинном пространстве. Способ обеспечивает эффективность геолого-технических мероприятий и промышленно применим.

Источники информации

1. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник (под ред. И.П. Головского). - М: Недра, 1989.

2. Опыт разукрупнения объектов разработки методом энергетического баланса. (Н. И. Хисамутдинов, И. Н. Файзуллин, Р. Х. Гильманова и др.). - М: ВНИИОЭНГ, РНТЖ Нефтепромысловое дело, 1999, N 3, c. 8-12д